subestaciÓn transformadora 110 / 25 / 6 kv 75...

SUBESTACIÓN TRANSFORMADORA 110 / 25 / 6 KV75 MVA

1. MEMORIA DESCRIPTIVA

2. MEMORIA DE CÁLCULO

3. PLANOS

4. PRESUPUESTO

5. PLIEGO DE CONDICIONES

AUTOR: Oscar Leal García.DIRECTOR: Juan José Tena Tena.

Junio / 2002.


1. MEMORIA DESCRIPTIVA


Junio / 2002.

Memoria Descriptiva

MEMORIA DESCRIPTIVA

1.1 – Objeto del Proyecto

1.2 – Emplazamiento

1.3 – Antecedentes

1.4 – Reglamentación

1.5 – Comparación de Posibles Soluciones

1.5.1 – Disposición de la Subestación1.5.2 – Transformación

1.5.2.1– Conexión de los Transformadores

1.5.3 – Conexión de los Circuitos Principales1.5.4 – Interruptores Automáticos1.5.5 – Seccionadores1.5.6 – Conductores1.5.7 – Aisladores

1.6 – Soluciones Adoptadas

1.6.1 – Disposición de la Subestación1.6.2 – Instalación a la Intemperie1.6.3 – Instalación Interior1.6.4 – Transformadores de potencia

1.6.4.1 – Transformadores de 30 MVA1.6.4.2 – Transformadores de 7,5 MVA

1.6.5 – Embarrados

1.6.5.1 – 110 kV1.6.5.2 – 25 kV1.6.5.3 – 6 kV

1.6.6 – Interruptores Automáticos

1.6.6.1 – Generalidades1.6.6.2 – Interruptores de 110 kV1.6.6.3 – Interruptores de 25 kV1.6.6.4 – Interruptores de 6 kV

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1.6.7 – Seccionadores

1.6.7.1 – Generalidades1.6.7.2 – Seccionadores de 110 kV1.6.7.3 – Seccionadores de 25 kV1.6.7.4 – Seccionadores de 6 kV

1.6.8 – Compensador de Neutro1.6.9 – Celdas de SF6

1.6.9.1 – Generalidades1.6.9.2 – Distribución de Celdas de 25 kV1.6.9.3 – Distribución de Celdas de 6 kV

1.6.10 – Conductores1.6.11 – Aisladores

1.7 – Red de Tierra

1.7.1 – Generalidades1.7.2 – Instalación de las líneas de tierra

1.8 – Compensación del Factor de Potencia

1.8.1 – Justificación1.8.2 – Equipo Instalado

1.9 – Servicios Auxiliares

1.9.1 – Corriente Alterna1.9.2 – Corriente Continua

1.10 – Equipos de Protección

1.10.1 – Justificación1.10.2 – Protección de las Líneas de Llegada1.10.3 – Protección de los Transformadores1.10.4 – Protección de Cuba1.10.5 – Protección homopolar líneas de alimentación a barras de 25 kV1.10.6 – Protección diferencial de Barras1.10.7 – Protección de las líneas de Salida1.10.8 – Protección de Máxima y Mínima Tensión

1.10.8.1 – Protección de Máxima1.10.8.2 – Protección de Mínima Tensión

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1.10.9 – Protección de Máxima y Mínima Frecuencia1.10.10 – Protección contra Sobretensiones de Origen Atmosférico

1.10.10.1 – Pararrayos de 110 kV1.10.10.2 – Pararrayos de 25 kV1.10.10.3 – Pararrayos de 6 kV

1.11 – Transformadores de Medida y Protección

1.11.1 – Generalidades1.11.2 – Transformadores de Intensidad1.11.3 – Transformadores de Tensión

1.12 – Medidas de Seguridad

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1.1 – Objeto del Proyecto

El presente proyecto tiene por objeto la implantación de una SubestaciónTransformadora 110/25 kV y 110/6 kV en la localidad de Hospitalet de l’Infant(Tarragona).

Dicho proyecto aporta las soluciones y datos necesarios, mediante la descripcióny cálculos oportunos, para que la instalación quede definida técnica yeconómicamente, de forma que pueda ser ejecutada bajo la dirección de un técnicodistinto a la dirección del proyecto.

Se solicita para las instalaciones proyectadas la correspondiente autorizaciónadministrativa, así como la aprobación del Proyecto de Ejecución, para llevar a cabolas mencionadas instalaciones de acuerdo con el artículo 6 del Decreto 351/ 1987, de23 de noviembre, por el que se determinan los procedimientos administrativosaplicables a las instalaciones eléctricas y el capítulo 3 del Decreto 2617 / 1966, de 20de octubre, sobre las normas para otorgar autorización administrativa en materia deinstalaciones eléctricas, que continua en vigor de acuerdo con lo que prevé ladisposición transitoria 1 de la Ley 54 / 1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico.


La subestación se encuentra en el municipio Hospitalet-Vandellòs,concretamente en terrenos de la pedanía de Hospitalet de l’Infant. Dichos terrenos seencuentran el kilómetro 2 de la comarcal 2332 (carretera de Mora). El acceso hasta laentrada de la subestación se hará a través del ya existente para acceder a la autopistaA-7 y habilitando una entrada desde dicho acceso al camino paralelo a la A-7.

La subestación será emplazada en terrenos destinados actualmente al cultivo, noexistiendo vivienda alguna en las proximidades de ésta.

1.3 – Antecedentes

Para asegurar un buen suministro eléctrico en la actualidad y en un futuro en lazona costera del sur de la comarca del Baix Camp se hace necesario la construcciónde una Subestación Transformadora, ya que el progresivo desarrollo del área:polígono industrial de reciente implantación; estación de bombeo del agua del ríoEbro; nueva planta depuradora y el crecimiento de los dos núcleos urbanos másimportantes (Hospitalet de l’Infant y Miami Playa) augura déficit en la distribución ycalidad del suministro eléctrico.

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1.4 – Reglamentación

El presente proyecto recoge las características de los materiales, los cálculos quejustifican su empleo y la forma de ejecución de las obras a realizar, dando con ellocumplimiento a las siguientes disposiciones:

• Real Decreto 3151/1968 de 28 de noviembre, por el que se aprueba elReglamento Técnico de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión.

• Real Decreto 3275/1982 de 12 de noviembre, sobre Condiciones Técnicas yGarantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros deTransformación, así como las Órdenes de 6 de julio de 1984, de 18 deoctubre de 1984 y de 27 de noviembre de 1987, por las que se aprueban yactualizan las Instrucciones Técnicas Complementarias sobre dichoreglamento.

• Real Decreto 2413/1973, de 20 de septiembre, por el que aprueba elReglamento Electrotécnico para Baja Tensión.

• REAL DECRETO 2295/1985 , de 9 de octubre, por el que se adiciona unnuevo párrafo al artículo 2 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión,aprobado por el Decreto 2413/1973, de 20 septiembre.

• Decreto de 12 de marzo de 1954, por el que se aprueba el Reglamento deVerificaciones Eléctricas y Regularidad en el suministro de energía.

• Normalización Nacional. Normas UNE.

• Real Decreto 1627/1997 de 24 de octubre de 1997, sobre Disposicionesmínimas de seguridad y salud en las obras.

• Real Decreto 485/1997 de 14 de abril de 1997, sobre Disposicionesmínimas en materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo.

• Real Decreto 1215/1997 de 18 de julio de 1997, sobre Disposicionesmínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de losequipos de trabajo.

• Condiciones impuestas por los Organismos Públicos afectados yOrdenanzas Municipales.

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1.5 – Comparación de Posibles Soluciones

En la proyección de una subestación eléctrica existen algunas decisiones quedeben ser estudiadas detalladamente con el fin de establecer una relación calidad,coste satisfactorio.

Algunas de las posibles soluciones a adoptar son el tipo de subestación,transformación, embarrado, elección de los interruptores automáticos, seccionadores ydemás aparamenta necesaria en la instalación.

Seguidamente, se describen algunas de las posibilidades a tener en cuenta en lainstalación.

1.5.1 – Disposición de la Subestación

Por la forma de montaje y dependiendo del coste y seguridad de los aparatos ydispositivos eléctricos que la constituyen, las subestaciones pueden ser:

• Subestaciones interiores, si todos los elementos que las constituyenestán instaladas en el interior de edificios apropiados.

• Subestaciones exteriores o a la intemperie, si los elementos que lasconstituyen están instalados al aire libre.

Algunos datos a tener en cuenta en la elección de una disposición u otra sedescriben a continuación.

Las subestaciones de pequeña potencia están instaladas al aire libre pues laseguridad de la instalación no hace necesaria la protección en el interior de unedificio. Para potencias y tensiones medias, ya se hace preciso su montaje en elinterior de edificios construidos expresamente para este objeto. Por encima detensiones de 45 kV y para potencias elevadas las separaciones necesarias entreconductores y el volumen de los interruptores y demás aparatos eléctricos se hacenmuy grandes, por lo que se precisan edificios enormes, en estos casos se vuelve a lasinstalaciones de distribución a la intemperie, las que por causa del ahorro en edificiosresultan más económicas.

Los aparatos tienen que estar construidos para un montaje a la intemperie, por loque resultan más caros que los aparatos de interior, pero la diferencia se compensasobradamente con el ahorro de los edificios.

En las instalaciones interiores, lo más usual es disponer los diversos aparatos dealta tensión correspondientes a un transformador o línea, en un recinto separado de losvecinos por tabiques incombustibles denominados celdas de distribución.

La idea de instalar los aparatos en diversas celdas independientes obedece alcriterio de que pueden separarse las distintas partes de la instalación para el caso de

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tener que proceder a revisión y trabajos de reparación, además, para que los arcos quepudieran formarse entre los elementos de la instalación, queden localizados a los delgrupo en que se produce dicho incidente. De esta manera, el incendio originado porla inflamación del aceite, no daña directamente las partes de la instalación situadasfuera de la celda afectada.

Otra posible disposición es montar a la intemperie la parte de alta tensión,mientras que la parte de baja tensión se instala en un edificio adecuado, procurando,siempre que se pueda, la instalación de una sola planta para facilitar las operacionesde explotación. En la actualidad, es la disposición más utilizada.

1.5.2 – Transformación

1.5.2.1 – Conexión de los Transformadores

Un transformador trifásico no tiene sentido propio de rotación de fases, sino queeste sentido está impuesto por la forma de conectar sus terminales a la red primaria.Si se invierten entre sí dos conductores activos cualesquiera, se invierte el sentido derotación de las fases en el propio transformador. De esta manera puede conseguirsesiempre el sentido de rotación deseado.

Las conexiones entre arrollamientos de las distintas fases utilizadas en lapráctica están normalizadas en grupos de conexión. El grupo de conexión caracterizalas conexiones de los dos arrollamientos y el desfase entre sus fuerzaselectromotrices. Cada grupo de conexión se identifica con un índice de conexión oíndice horario, que multiplicado por 30º da el ángulo de desfase δ.

A continuación, se estudian los grupos de conexión más empleados para poderdeterminar el más favorable en nuestro caso.

• Conexión estrella – estrella (Y – y)

Este tipo de conexión es el más utilizado y el preferido para transformadores depequeña y mediana potencia, con conductor neutro en el secundario y pequeñodesequilibrio entre cargas de las fases. Cuando el desequilibrio de las fases excede de10%, es preferible la conexión en estrella-zigzag, que se trata más adelante.

En este grupo de conexión la relación de transformación es la siguiente:

2

1

n

nr =

Los transformadores que emplean la conexión estrella-estrella son los máseconómicos, ya que el número de espiras por arrollamiento corresponde a la tensiónsimple, es decir, U/√3 por lo que soporta una tensión menor, la intensidad crece en la

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misma proporción, precisando, por tanto, conductores de mayor sección, lo queproporciona rigidez a las bobinas y estas quedan mejor protegidas contra los esfuerzosmecánicos debido a las corrientes de cortocircuito. También se necesita menoraislamiento, por ser menor la tensión que soportan lo que, no solamente abarata elcoste del transformador, sino que también queda mayor espacio para las bobinas,aumentando de esta forma la capacidad de carga del transformador para un mismovolumen, en relación con otro tipo de conexión.

Otra ventaja importante es que esta conexión permite sacar un neutrodirectamente, el cual se emplea en redes de baja tensión y en el lado de alta deltransformador, para su propia protección mediante la puesta a tierra.

Las ventajas citadas y relativas a este tipo de conexión solamente se han de teneren cuenta cuando las cargas entre las fases están equilibradas; en caso contrario, sepresentan perturbaciones lo que, muchas veces, hace aconsejable la elección de otrotipo de conexión.

Existen dos grupos de conexión posibles:

a) Neutros primario y secundario en terminales homólogos. El desfase, eneste caso, es nulo. Corresponde al grupo de conexión Y – y 0.

b) Neutros, primario y secundario en terminales de diferente polaridad. Eldesfase entre el primario y el secundario es de 180º. Corresponde algrupo de conexión Y – y 6.

Figura 1. Conexión estrella - estrella

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• Conexión triángulo – estrella (D – y)

Este sistema de conexión es el más utilizado en los transformadores elevadoresde principio de línea, es decir en los transformadores de central.

En todos los grupos de conexión triángulo-estrella, la relación de transformaciónes la siguiente:

2

1

n3

nr

⋅=

En caso de cargas desequilibradas, no provoca la circulación de flujosmagnéticos por el aire, ya que el desequilibrio se compensa magnéticamente en lastres columnas. Este sistema de conexión no es generador de terceros armónicos detensión en el circuito secundario, ya que el tercer armónico de la corrientemagnetizante se establece en el triángulo primario y no afecta, por lo tanto, alarrollamiento secundario.

Puede establecerse un sistema sencillo de protección de la red secundaria,poniendo a tierra el neutro de la estrella secundaria. El neutro en el secundario haceposible aplicar este sistema de conexión a transformadores de distribución paraalimentación de redes de media y baja tensión con cuatro conductores. Hay que teneren cuanta, sin embargo, que el fallo de un solo arrollamiento deja inutilizado elsistema completo.

Como existen dos formas posibles de cerrar el triángulo primario y otras dosformas de situar el punto neutro de la estrella secundaria, resultan cuatro posibilidadesde conexión:

D – y 1 (desfase de 30º); D – y 5 (desfase de 150º); D – y 11 (desfase de –30º);D – y 7 (desfase de –150º). De estos grupos de conexión, en la práctica se utilizan elD – y 5 y el D – y 11.

Figura 2. Conexión triángulo – estrella

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• Conexión estrella – triángulo (Y – d)

El empleo más frecuente y eficaz de este tipo de conexión es en transformadoresreductores para centrales, estaciones transformadoras y finales de línea.

En todos los grupos de conexión estrella-triángulo, la relación de transformaciónes la siguiente:

2

1

n

n3r

⋅=

Las tensiones por arrollamiento son las más favorables ya que, en el primario,con un número de espiras n1, se obtiene una tensión √3 veces mayor que con otrossistemas de conexión; es por ello la razón que esta conexión resulta la másconveniente para transformadores reductores.

La presencia del triángulo en el secundario elimina los terceros armónicos delflujo, como consecuencia, las tensiones secundarias no están afectadas de tercerosarmónicos. Por el triángulo circulan terceros armónicos de corrientes. Respecto alfuncionamiento con cargas desequilibradas en el secundario, se transmiten al primarioen forma compensada para cada fase.

El punto neutro del primario puede ponerse a tierra como protección; pero si enla central se ha tomado también esta precaución, el tercer armónico de corriente sereparte entre el primario y el secundario, lo que puede provocar interferenciasinductivas en las líneas telefónicas próximas aunque, de todas formas, son siempremenores que en el caso de conexión estrella-estrella. Añadir que la interrupción decualquier fase impide el funcionamiento del sistema.

Existen cuatro posibilidades de conexión, de los cuales, dos afectan a lapolaridad de los terminales y las otras dos a la interconexión de los arrollamientos; losgrupos de conexión posibles son:

Y – d 1 (desfase de 30º); Y – d 5 (desfase de 150º); Y – d 11 (desfase de –30º);Y – d 7 (desfase de –150º). De estos grupos de conexión, el más utilizado en lapráctica es el Y – d 5, aunque algunas veces se emplea también el Y – d 11.

Figura 3. Conexión estrella - triángulo

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• Conexión estrella – zigzag (Y – z)

Este tipo de conexión se emplea para transformadores reductores dedistribución, de potencia, hasta 400 kVA; para mayores potencias resulta másfavorable el transformador conectado en triángulo-estrella, debido al mayor coste deltransformador estrella-zigzag. Como transformador elevador apenas se emplea yaque habría de llevar, sobre una misma columna, dos secciones de alta tensión dedistinta fase, ente las cuales hay que disponer un aislamiento suplementario. Elmontaje inverso, zigzag-estrella tampoco está justificado en la mayoría de casos.

La relación de transformación en los transformadores conectados en estrella-zigzag es:

2

1

n3

n2r

⋅

⋅=

La conexión estrella-estrella tiene el gran inconveniente de que no funcionansatisfactoriamente cuando las cargas son desequilibradas. Para evitar esteinconveniente, sin perder ninguna ventaja, se recurre a conectar los arrollamientossecundarios en zigzag.

Los grupos de conexión posibles en transformadores estrella-zigzag son:

a) Y – z 1 (desfase de 30º)b) Y – z 5 (desfase de 150º)c) Y – z 11 (desfase de –30)d) Y – z 7 (desfase de –150)

De estos grupos de conexión, el más empleado es el Y – z 5, aunque algunasveces se utiliza también el Y – z 11.

Figura 4. Conexión estrella - zigzag

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• Conexión triángulo – triángulo (D – d)

A pesar de las ventajas que puede presentar la conexión triángulo-triángulo, laausencia de neutro en ambos arrollamientos reduce su campo de aplicación que,actualmente, está limitado a transformadores de pequeña potencia para alimentaciónde redes de baja tensión, con corrientes de línea muy elevadas.

La relación de transformación para el grupo de conexión triángulo-triángulo es:

2

1

n

nr =

La conexión triángulo-triángulo permite la circulación local de los tercerosarmónicos de intensidad, repartidos entre los arrollamientos primarios y secundarios,sin provocar perturbaciones inductivas a lo largo de las líneas.

En lo que se refiere al funcionamiento con cargas desequilibradas, la corrienteen un solo puente de la línea secundaria, provoca otras corrientes primariasdistribuidas de igual forma que las corrientes secundarias y, por tanto, no aparecenflujos magnéticos adicionales, limitándose el desequilibrio de fuerzas electromotricesal que procede de las caídas internas de tensión.

Otra ventaja de esta conexión es que si se interrumpe un arrollamiento, eltransformador puede seguir funcionando aunque a potencia reducida, con la mismatensión compuesta y con una intensidad de línea igual a la que permite una sola fase.

En la práctica se emplean solamente dos grupos de conexión que corresponden,respectivamente, a un desfase nulo D – d 0 y aun desfase de 180º D – d 6.

Figura 5. Conexión triángulo – triángulo

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1.5.3 – Conexión de los Circuitos Principales

Con el fin de obtener flexibilidad en el funcionamiento y la continuidad en elservicio más conveniente para la explotación con unos gastos mínimos de instalacióny de mantenimiento, se realiza un estudio sobre las diferentes posibilidades deconexión de los circuitos principales de la subestación. Algunas de las posiblessoluciones son:

• Juego de barras sencillo

Es el más simple y económico, se utiliza preferentemente en instalaciones depequeña potencia.

Las ventajas que presenta son:

- instalación simple y de maniobra sencilla- complicación mínima de conexionado- coste reducido

Los inconvenientes son:- una avería en las barras, interrumpe totalmente el suministro de

energía- la revisión de un disyuntor elimina del servicio la salida

correspondiente- no es posible la alimentación separada de una o varias salidas- resulta imposible la ampliación de las estación sin ponerla fuera de

servicio

Esta solución se puede complementar dividiendo la barra con interruptores yseccionadores obteniendo mayor flexibilidad, pudiendo dejar un parte enfuncionamiento mientras se repara o revisa la otra.

Figura 6. Juego de barras simple

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• Doble juego de barras

Con esta disposición, cada línea puede alimentarse indistintamente desde cadauno de los juegos de barra y, por tanto, resulta posible dividir las salidas en dosgrupos independientes. También resulta posible conectar todas las líneas sobre unjuego de barras mientras se realizan trabajos de revisión sobre el otro juego de barras.

Para conectar las líneas de alimentación de uno a otro sistema de barras esnecesario añadir un disyuntor de amarre de barras.

Figura 7. Doble juego de barras

Más completa y más costosa, es el juego de barras doble con disyuntoresdobles; se emplea, generalmente, en instalaciones muy importantes donde esimprescindible la continuidad del servicio. El sistema funciona con dos disyuntoresconectados a cada una de las barras de transferencia y asociados a cada una de laslíneas de salida. Si se produce una vería en uno de los interruptores o en uno de losjuegos de barras, el sistema de protección provoca automáticamente la conmutaciónsobre el otro juego de barras, sin que se produzca interrupción en el servicio.

Otra variante consiste en adoptar un juego de barras principal y uno detransferencia. Con esta disposición se pueden realizar trabajos de reparación omantenimiento sobre cualquier interruptor sin dejar fuera de servicio las líneas.Además, se puede proteger la salida utilizando el interruptor de acoplamiento debarras, transfiriendo a este la protección de la línea. Sin embargo, la inspección ytrabajos de los seccionadores obliga a dejar fuera de servicio la barra correspondiente.

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También sucede que, el sistema queda fuera de servicio cuando se produce una averíaen la barra principal.

• Triple juego de barras

Se emplea frecuentemente para instalaciones con muy altas tensiones. Elsistema comprende dos juegos de barras principales y un juego auxiliar. Cada juegode barras tiene su protección diferencial independiente para evitar la desconexión totalde la subestación. En caso de fallo, los juegos de barras principales permiten que lamitad de las líneas se conecten a un juego y la otra mitad al otro. Las barrasauxiliares sirven para que el interruptor de acoplamiento pueda sustituir la operaciónde cualquier interruptor del circuito. Esta solución permite dar mantenimiento oreparación a cualquier interruptor sustituyéndolo por el de acoplamiento sin alterar elsuministro de energía.

Figura 8. Triple juego de barras

• Juego de barras en anillo

Es un esquema muy flexible en su operación, pues permite una perfectacontinuidad de servicio, aun en el caso de que salga de servicio cualquiertransformador de línea ante la desconexión de un disyuntor. Al salir de serviciocualquier circuito por motivo de una falla, se abren los dos interruptores adyacentes,se cierran los interruptores de enlace y queda restablecido el servicioinstantáneamente.

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Si falla un transformador o una línea, la carga se pasa al otro transformador olínea, o se reparte entre los dos adyacentes. En caso de haber más de dostransformadores, se puede usar un arreglo con doble anillo.

Figura 9. Juego de barras en anillo

Prácticamente requiere el mismo equipo que el juego de barras sencillo, con laventaja de que se ahorra la protección de barras.


Entre los casos que pueden presentarse en el funcionamiento de los interruptoresautomáticos, destacan dos de ellos que han hecho evolucionar las técnicas defuncionamiento y que obligan, en algunas circunstancias, a la elección de uno u otrotipo de elección de interruptor.

Estos son el defecto kilométrico (cortocircuito a una distancia de 1 km) ydefecto evolutivo (corte de pequeñas corrientes), circunstancias éstas que provocangrandes elevaciones de la tensión en los bornes del interruptor que ocasionanimportantes desperfectos.

Estos son algunos de los interruptores automáticos que se pueden encontrar en elmercado.

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• Interruptor en baño de aceite

Su funcionamiento esta basado en la inmersión de dos contactos de rupturade interruptor en aceite. No evita la formación del arco, pero la vaporización ydescomposición del aceite por el arco consigue que la energía consumida puedautilizarse para enfriar la columna del arco y los propios contactos.

La ruptura en aceite presenta las siguientes ventajas respecto a la ruptura enel aire, que sería la natural.

- Menor longitud del arco- Mejor aislamiento entre piezas

Por el contrario tiene los siguientes inconvenientes.

- Inflamabilidad del aceite- Posibilidad de explosión en la mezcla de gases- Polución del aceite por el carbón producido por el arco,

obligando a periódicas inspecciones y limpieza de loscontactos.

- No son adecuados para la ruptura en corriente continua.

• Interruptores de pequeño volumen de aceite

En este tipo de interruptor se prescinde del aceite como aislante,sustituyéndolo por un recipiente de material aislante, quedando el aceiteúnicamente en la cámara de ruptura, más una reserva para renovar el que seconsuma

Cuentan con las siguientes ventajas.

- Son autorregulables, es decir, se adaptan por si mismos al valorde la corriente que ha de ser cortada.

- Emplean unas veinte veces menos volumen de aceite que los debaño de aceite.

- Desionización rápida del trayecto del arco.- Baja caída de tensión en el arco- Mínima disipación de energía- Reducido deterioro de contactos.

• Interruptores neumáticos

Utilizan la capacidad que tiene el aire comprimido para expansionarse y asíextinguir el arco. El principio de funcionamiento consiste en enviar una fuerte

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corriente de aire al centro del arco, desionizándolo al pasar la corriente por cero.Esta corriente de aire es provocada por una cantidad de aire previamentecomprimida en un depósito independiente.

Ventajas:

- Admite cortes de corriente para todas las tensiones y potenciasde ruptura.

- Presenta menos posibilidades de peligro de incendio que losinterruptores que utilizan aceite para la extinción del arco.

Inconvenientes:

- Necesidad de una instalación de aire comprimido, lo quesupone un coste adicional

• Interruptores de soplado magnético

El principio de funcionamiento consiste en conducir la corriente hasta unabobina de pocas espiras de núcleo de hierro y posteriormente al aparato de corte,que esta situado en el campo magnético que engendra la corriente en el núcleode hierro. Cuando se produce el arco, éste resulta estirado por la fuerza quesobre él ejerce el campo magnético. A causa de esta acción, el arco se alargahasta romperse y apagarse.

Presentan las siguientes ventajas:

- Aparatos completamente autónomos, ya que no necesitan niaceite ni aire comprimido.

- Robustez y seguridad.- Fácil mantenimiento.

Inconvenientes:

- Dimensiones muy grandes para altas tensiones

• Interruptores de hexafluoruro de azufre

Determinados gases poseen propiedades dieléctricas muy superiores a las deaire, entre ellos el SF6 es uno de los más remarcables. Este gas no existe enestado natural. Sus propiedades dieléctricas, así como su comportamiento frenteal arco eléctrico, hacen que este gas sea el más sobresaliente agente aislante yextintor del arco eléctrico conocido hasta ahora.

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Ventajas:

- Una constante de arco de columna muy pequeña- Alta rigidez dieléctrica y una rápida recuperación del poder

aislante después de la extinción del arco.- Muy alta capacidad de ruptura

Siendo sus inconvenientes:

- Pérdida de cualidades a presiones superiores a 3.5bar ytemperatura inferior a –40ºC.

- El gas es insípido, inodoro e incoloro. En lugares cerrados hayque tener cuidado de que no existan escapes, ya que desplaza elaire por tener más densidad y puede provocar asfixia por faltade oxígeno.

• Interruptores de vacío

El aire con un grado de vacío de 10-4 a 10-5 Pa alcanza una rigidez superior alos 199 kV/cm. Con esta rigidez dieléctrica, junto a que el arco en vacío tieneuna tensión muy pequeña y la rigidez dieléctrica del medio es muy grande, laextinción del arco es casi instantánea. Esta es la base del funcionamiento deestos interruptores.

Sus ventajas son las siguientes:

- Es un interruptor muy compacto- Prácticamente no necesita mantenimiento

Los inconvenientes son:

- Si por algún defecto o accidente se pierde el vacío, puedereventar la cámara al no extinguirse el arco.

- Debido a su rapidez, produce grandes tensiones entre suscontactos y estos emiten ligeras radiaciones de rayos X.

La siguiente tabla relaciona los diferentes tipos de interruptores automáticos conlas tensiones de trabajo más adecuadas.

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Baja tensión Media tensión Alta tensión

Baño de aceite

Peq. Vol. De aceite

Neumático

Sopladomagnético

SF6

Vacío

Tabla1. Relación interruptores y tensiones de trabajo


Los seccionadores se utilizan para separar diferentes componentes de lainstalación, se distinguen de los interruptores en que sus maniobras de conexión ydesconexión deben hacerse sin carga.

Los seccionadores tienen diferentes estructuras en función de la tensión nominalde la instalación y, en menor medida, de la corriente y del espacio disponible.

En función de la forma de accionamiento de los contactos, podemos disponer delos siguientes tipos de seccionadores.

• Seccionador de cuchillas giratorias:

Se utilizan sobre todo para media tensión. Son dos aislantes de soporte, conun muelle de contacto y una cuchilla que gira alrededor de un eje.

Es preferible que sean tripolares, aunque resulten más caros, debido a que, alir unidos por un eje común, permite el accionamiento conjunto. Según sitrabajan a la intemperie o en el interior, varían las dimensiones generales y losaisladores.

• Seccionador de cuchillas deslizantes:

La capacidad de conexión es menor que en los seccionadores de cuchillasgiratorias. Se emplean cuando el deslizamiento lateral de las cuchillas no esposible, siendo este un desplazamiento longitudinal.

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• Seccionador de columnas giratorias:

Su uso es en general en distribuciones a la intemperie de más de 30 kV.Están compuestos por tres columnas, dos exteriores fijas y una en la parte mediagiratoria. Esta última, al girar cierra o abre el circuito mediante una barrainstalada en la parte superior, haciendo de contacto móvil.

Este seccionador puede montarse con cuchillas de puesta a tierra, impidiendoasí cualquier falsa maniobra. El aislador central de los seccionadores de unacolumna giratoria, puede ahorrarse si las dos columnas se hacen giratorias, encuyo caso, los brazos de contacto giran hasta conectarse.

• Seccionadores de pantógrafo:

Han sido creados para simplificar la conexión y la realización de ladistribución en alta tensión a la intemperie, ya que se disminuye de formasensible la superficie requerida para la instalación de los seccionadores.

Están compuestos por una sola columna, el extremo de la cual tiene unaislador donde se encuentra el pantógrafo que se desliza por el conductor. Losmandos son, básicamente, pértiga, mecanismo de distancia y servomotor.

Desde un punto de vista económico, los diferentes tipos de seccionadores nopresentan diferencias importantes. Por ello, no es ésta una condición básica en laelección del seccionador.

1.5.6 – Conductores

Los dos materiales empleados principalmente en la fabricación de conductoreseléctricos son el cobre y el aluminio; aunque en aplicaciones eléctricas se emplea másel cobre, en líneas aéreas ha sido sustituido en gran parte por el aluminio. Si secompara el cobre y el aluminio en una línea (para una misma caída de tensión) , comola resistividad del aluminio es mayor, también será mayor la sección de losconductores; esto es un inconveniente en el interior de las poblaciones, por lo que seemplea preferentemente cobre y se deja el aluminio para líneas fuera de laspoblaciones, donde, al ser menos pesados, los soportes y aisladores empleados sonmás económicos.

• Cobre

Los alambres pueden ser de cobre duro o recocido. No se puede fabricar uncable formado únicamente por alambres de cobre recocido debido a su pocaresistencia a la rotura; por lo tanto, los cables empleados están formados poralambres de cobre duro.

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• Cables de cobre con alma de acero

Este conductor tiene excelentes propiedades mecánicas y eléctricas. Essuperior al cobre en resistencia mecánica y superior al acero enconductividad eléctrica.

• Aluminio

Los conductores de aluminio no son de gran aplicación debido a suescasa dureza y poca resistencia a la rotura, lo cual obligaría a tensarlos conmenor tensión mecánica, con el consiguiente aumento de la flecha y de lasalturas de los postes como apoyos.

Una de las características ventajosas del aluminio es su duraciónilimitada, protegido por una capa de óxido contra la intemperie. El grado depureza óptimo ha de ser de 99% a 99,5%.

• Conductores de aleación de aluminio

En algunos casos se emplea cable de aluminio con aleación de magnesio,silicio y hierro cuya resistencia mecánica es algo menor que la del cobre.

• Conductor de aluminio –acero

Es el conductor compuesto de varios alambres de aluminio, de igual odiferente diámetro nominal, y de alambres de acero galvanizado. Losalambres van cableados en capas concéntricas, todos los alambres centralesson de acero y todas las capas exteriores son de alambres de aluminio.

Este conductor tiene un inconveniente con respecto al de aluminioexclusivamente: que es de mayor peso; si bien las ventajas prevalecen, comoes el caso de su gran resistencia mecánica, que hará disminuir el número deapoyos al poderse aumentar los vanos.

1.5.7 – Aisladores

Los aisladores pueden ser de acuerdo al material de fabricación, de porcelana,vidrio templado o esteatita y resinas epoxi.

• Aisladores de porcelana

Su estructura debe ser homogénea y, para dificultar las adherencias de lahumedad y polvo, la superficie exterior está recubierta por una capa de esmalte.Están fabricados con caolín y cuarzo de primera calidad.

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• Aisladores de vidrio

Están fabricados por una mezcla de arena silícea y de arena calcárea, fundidascon una sal de sodio a 1300 ºC, obteniéndose por moldeo. Son mecánicamente másfuertes que la porcelana a la compresión y tienen aproximadamente la mismaresistencia mecánica a la tensión que la porcelana.

Tienen las siguiente ventajas sobre los aisladores de porcelana:

- Se pueden observar las perforaciones y constituciones no homogéneas.- Después de una onda de sobrevoltaje un aislador fallado se puede

identificar más rápidamente porque el vidrio se estrella y la porcelanase rompe cuando falla el dieléctrico.

- El vidrio tiene menor coeficiente de expansión térmica lo cual minimizalos esfuerzos causados por cambios en la temperatura ambiente.

- Sufren un sobrecalentamiento menor debido a los rayos solares ya quela mayoría de ellos pasan a través de estos y no son absorbidos como enlos de porcelana

• Aisladores de esteatita y resinas epoxi

Se emplean cuando han de soportar grandes esfuerzos mecánicos, debido a quesu resistencia mecánica es aproximadamente el doble que la de la porcelana, y suspropiedades aislantes también son superiores; sin embargo, el inconveniente quetienen es el de ser más caros.

1.6 – Soluciones Adoptadas

1.6.1 – Disposición de la Subestación

La subestación se situará en un terreno de aproximadamente 3630 m2, en el cualse realizará una explanación del terreno formando una plataforma rectangular y dedimensiones 55 x 66 m. El recinto estará vallado en su totalidad por un enrejado de2,20 metros de altura, provisto de señales de advertencia de peligro por alta tensión,con objeto de advertir sobre el peligro de acceso al recinto a toda persona ajena alservicio.

Tanto el vallado como todas las partes metálicas que puedan estar en tensión poraverías, accidentes, descargas atmosféricas o sobretensiones de cualquier tipo, seconectarán a la red mallada de tierra.

Según los planteamientos efectuados en el apartado 1.5.1 de la memoriadescriptiva, se efectúa una comparación entre las posibles disposiciones de lasubestación, llegando a la conclusión de que el tipo de subestación más aconsejable esel de una disposición a la intemperie de la parte de 110 kV así como la

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transformación, quedando alojadas en el interior de un edificio de nueva construcción,en celdas de SF6, las partes de 25 kV y 6 kV.

Por tratarse de una tensión elevada, la instalación no sería rentable si ésta sedispusiera en el interior de un edificio a causa de las grandes separaciones entreconductores y del tamaño importante de los elementos tales como :transformadores depotencia, transformadores de intensidad, seccionadores, etc.

Igualmente, una instalación encapsulada en hexafluoruro de azufre de todos loselementos de la subestación, supone un coste elevado que solamente en aquellos casosen que por razones de falta de espacio y otros condicionantes está justificado. Pese aque el espacio en este caso no es un inconveniente, se decide la instalación de celdasblindadas en hexafluoruro de azufre para las partes de 25 kV y 6 kV. El empleo deeste sistema obedece a razones de explotación, continuidad de servicio y seguridadpersonal.

Desde un punto de vista económico, inicialmente este sistema resulta máscostoso, pero debido a los bajos costes de instalación, vida útil y, sobretodo, a unmantenimiento reducido, la rentabilidad está asegurada.

Se preveerán canales subterráneos para el paso de cables desde lostransformadores a las celdas correspondientes, empleando tubo de PVC de 150 mm dediámetro, así como conductos para la evacuación de aguas pluviales y conductos parala recogida de aceites con su depósito correspondiente.

1.6.2 – Instalación a la Intemperie

La instalación a la intemperie consta en su estructura principal de las siguientespartes:

- Dos líneas de llegada- Embarrado de 110 kV- Líneas a transformadores- Transformadores de potencia de 110/25 kV y 110/6 kV

Toda la aparamenta irá montada encima del suelo de hormigón, en donde setendrán en cuenta los orificios necesarios para la colocación y empotramiento de lasestructuras, aparatos de medida y protección, además de las canalizaciones eléctricaspara el mando y el control.

La colocación en el plano de toda la aparamenta se ha hecho de manera quequeden libres a lo ancho y a lo alto para poderse mover con accesorios, recambios, ...y evitando zonas de difícil acceso.

Los circuitos de potencia se montarán sobre pórticos y estructuras metálicas auna altura adecuada según los reglamentos correspondientes. Tendrán la suficiente

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resistencia mecánica para soportar el peso de la aparamenta, conductores, ... y ademáslos esfuerzos transmitidos por los fenómenos meteorológicos y los ocasionalescortocircuitos.

Las dos líneas de llegada están formadas por un seccionador de línea con puestaa tierra, un transformador de tensión capacitivo, un transformador de intensidad, uninterruptor automático y un seccionador de barra. Además se dota a la subestacióncon unas bobinas de bloqueo, situadas también en las líneas de entrada, para latransmisión de informaciones.

Se adopta un embarrado de 110 kV de tipo sencillo dotándolo de un seccionadorde barras para poder hacer frente a posibles averías, quedando a cada lado delseccionador una línea para transformación de 110 a 25 kV y otra de 110 a 6 kV amodo de poder disponer siempre de los tres niveles de tensión aunque se produzcauna avería en dicho embarrado. El embarrado estará constituido por cable dealuminio –acero tipo HALCÓN de 281,1 mm2.

Las líneas a transformadores estarán constituidas por un seccionador de barra, uninterruptor automático, así como los transformadores de intensidad para medida yprotección. Seguidamente estarán instaladas autoválvulas, necesarias para laprotección de sobretensiones. Esta aparamenta será común para las cuatro líneas hastalos transformadores. Los conductores elegidos para las líneas a transformadores de110/25 kV son de aluminio-acero de PIRELLI con una sección de 205,6 mm2 ,mientras que para las líneas a transformadores de 110/6 kV se ha escogido cable dealuminio-acero tipo LA-180 de 181,6 mm2.

A continuación estarán los transformadores de potencia. Habrá dostransformadores de 110/25 kV de 30 MVA y dos transformadores de 110/6 kV de 7,5MVA. Estarán situados encima de un foso de recogida de aceite, apoyados sobreunas zapatas aislante, aislándolo de la puesta a tierra de la cuba del transformadormediante sus ruedas, pudiendo así protegerlo mediante la protección de cuba. Aambos lados de los transformadores se tendrán muros de dimensiones suficientes paraevitar, en caso de explosión, la proyección del aceite y otros elementos al resto detransformadores, manteniéndose así también cada uno aislado en caso de incendio.

Los transformadores de 110/25 kV tiene una conexión estrella – triángulo lo queprovoca una falta de neutro en el secundario. Por ello y a través de un bobinado zig-zag se crea un neutro artificial necesario para las protecciones. Los conductoressiguen a través de canalizaciones subterráneas hasta el edificio.

1.6.3 – Instalación Interior

Por ser un nivel de tensión bastante menor respecto a las líneas de llegada, ladistancia entre conductores y la aparamenta es menor y, por este motivo, se tiene lainstalación de 25 y 6 kV en un edificio. El suelo de este, se mantendrá 1m por encimadel nivel de suelo del parque de intemperie.

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Habrá dos edificios, uno donde estarán ubicadas la sala de control, los serviciosy el almacén y otro donde se ubicaran las celdas de 25 y 6 kV. Este último estarásituado a continuación y en frente de los transformadores de potencia.

En la sala de control se tendrán todos los cuadros de control de la subestación.estos cuadros son los de protección, mando y medida, y baja tensión. Bajo el suelo yrodeando la sala se dispondrá una zanja cubierta con placas amovibles para distribuirlos cables de mando y medida entre los elementos correspondientes.

Mediante el cuadro de baja tensión se controlará el equipo rectificador, loscircuitos de fuerza para los motores de los seccionadores e interruptores, lacalefacción, la iluminación exterior e interior, así como los contadores de activa yreactiva, y la protección de los distintos circuitos con interruptores magnetotérmicos ydiferenciales.

Mediante el cuadro de mando y medida se tendrá rápidamente la visión delestado eléctrico de la subestación, comprobando las posiciones de cada interruptor yseccionador. Se tendrá también, la medida de todas las magnitudes fundamentales enlos diferentes puntos eléctricos, como son la tensión, la frecuencia, la secuencia defases, la intensidad, la potencia activa y reactiva, y la cuenta de energía activa yreactiva.

En el cuadro de protecciones se tiene la totalidad de los relés de protección,teniendo las siguiente protecciones:

- Líneas de llegada: equipo de Carrier con relé de distancia, desobreintensidad y máxima y mínima frecuencia.

- Alimentación a transformadores: protección contra sobreintensidad ydiferencial en cada transformador.

- Alimentación a barras de 25 y 6 kV: protección de sobreintensidaddireccional, diferencial de barras, máxima y mínimatensión.

- Salida de líneas: sobreintensidad.

Además están los relés de señalización de la protección de cuba de lostransformadores y los relés del neutro del zig-zag para la protección homopolar debarras de 25 kV.

En la sala de celdas se tiene toda la aparamenta de 25 y 6 kV de interior, querecibe la alimentación de los transformadores de potencia a los embarrados y de estosa las líneas de salida.

La entrada y salida de energía se hace mediante zanjas cubiertas con placasamovibles para facilitar su revisión.

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Cada celda estará formada principalmente por el interruptor automático,transformador de intensidad, seccionador de barras y seccionador de puesta a tierra.

La sala tendrá ventilación natural y grandes ventanales para la iluminacióndiurna. Dispondrá de calefacción para mantener la sala a una temperatura ambienteadecuada en días fríos.

El acceso a la sala será con puertas con suficiente altura y anchura para eltransporte de aparatos, abriéndose en ambos sentidos.

A un lado del edificio donde se ubica la sala de control se instalarán lostransformadores de servicios auxiliares, cuya alimentación a 25 y 6 kV se hará bajozanja. La salida de baja tensión se realizará bajo zanja hasta el interior del edificio.

El almacén guardará todos los instrumentos y accesorios de recambio, estandototalmente prohibido utilizar la sala de celdas como almacén.

El servicio cubrirá las necesidades propias de una subestación y estará situadoentre la sala de control y el almacén.

1.6.4 – Transformadores de potencia

1.6.4.1 – Transformadores de 30 MVA

Se instalarán dos transformadores de potencia trifásicos. Las unidades detransformación serán en baño de aceite y preparadas para su servicio en intemperie.

Su servicio continuado permitirá una potencia de 30 MVA por unidad con unarelación de transformación de 110/25 kV, a una frecuencia de 50 Hz y un grupo deconexión Ynd11.

Se ha escogido el tipo de conexión Ynd11 porque algunos de los inconvenientesque presenta, no afectan a este tipo de instalación, como es el hecho de no tenerneutro en el secundario, el no poder disponer de dos tensiones y, además, dificulta ladetección de fallos al no estar conectado el neutro a tierra. Esto se subsana mediantela instalación del bobinado zig-zag que suministra un neutro para las protecciones enesta parte del sistema aislado de tierra.

Los inconvenientes que sí le afectan son que si se le corta una fase en elbobinado secundario, deja de funcionar correctamente y la conexión del neutro delprimario a tierra, aunque sirve de protección para las líneas de llegada, da lugar aarmónicos, siempre perjudiciales.

Las ventajas que han hecho que sea este tipo de conexión la escogida son que, endesequilibrio de corrientes en las líneas conectadas al secundario en triángulo, éste se

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transmite a las tres del primario, atenuándose de esta forma el desequilibrio, por loque es adecuado como reductor al final de líneas, como en este caso concreto.

Se podrá regular la tensión en carga en el lado de alta tensión. Esta opción espreferible respecto la regulación en el lado de baja tensión, debido a que su costedisminuye en virtud de que la intensidad de corriente es menor.

• Descripción técnica del transformador

Marca: Brow Boveri-Oerlikon

Potencia: 30 MVA

Tensión primario: 105 kV ± 13 %

Tensión secundario: 26,4 kV

Intensidad primario: 158 A

Intensidad secundaria: 693 A

Tensión de cortocircuito: 9,428 %

Refrigeración: ONAF

Grupo de conexión: Ynd11

Elevación de temperatura arrollamientos: 55ºC

Elevación temperatura aceite superior: 45ºC

Nivel de aislamiento al choque: A.T. 550kV B.T. 170 kV

Tensiones de ensayo a 50Hz/1min A.T. 230 kV B.T. 70 kV

Cuba resistente al vacío

Peso del aceite: 13560 kg

Peso total en servicio: 53440 kg

1.6.4.2 – Transformadores de 7,5 MVA

Se instalarán dos transformadores de potencia trifásicos. Las unidades detransformación serán en baño de aceite y preparadas para su servicio en intemperie.

Su servicio continuado permitirá una potencia de 7,5 MVA por unidad con unarelación de transformación de 110/6 kV, a una frecuencia de 50 Hz y un grupo deconexión Ynyn0.

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Se ha escogido este tipo de conexión por se uno de los más utilizado y elpreferido para transformadores de pequeña y mediana potencia, con conductor neutroen el secundario y pequeño desequilibrio entre cargas de las fases, que es lo previstopara el suministro a 6 kV. Todas las ventajas que presenta este tipo de conexión, quese comentan a continuación, no serían reales si se presentara un desequilibrio decargas importante.

Los transformadores que emplean la conexión estrella-estrella son los máseconómicos, ya que el número de espiras por arrollamiento corresponde a la tensiónsimple, es decir, U/√3 por lo que soporta una tensión menor, la intensidad crece en lamisma proporción, precisando, por tanto, conductores de mayor sección, lo queproporciona rigidez a las bobinas y estas quedan mejor protegidas contra los esfuerzosmecánicos debido a las corrientes de cortocircuito. También se necesita menoraislamiento, por ser menor la tensión que soportan lo que, no solamente abarata elcoste del transformador, sino que también queda mayor espacio para las bobinas,aumentando de esta forma la capacidad de carga del transformador para un mismovolumen, en relación con otro tipo de conexión.

Otra ventaja importante es que esta conexión permite sacar un neutrodirectamente, el cual se emplea en redes de baja tensión y en el lado de alta deltransformador, para su propia protección mediante la puesta a tierra.

Se podrá regular la tensión en carga en el lado de alta tensión. Esta opción espreferible respecto la regulación en el lado de baja tensión, debido a que su costedisminuye en virtud de que la intensidad de corriente es menor.

• Descripción técnica del transformador

Marca: DIESTRE

Potencia: 7,5 MVA

Tensión primario: 105 kV ± 13 %

Tensión secundario: 6,3 kV

Intensidad primario: 40 A

Intensidad secundaria: 722 A

Tensión de cortocircuito: 9,89 %

Refrigeración: ONAN

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Grupo de conexión: Ynyn0

Elevación de temperatura arrollamientos: 65ºC

Elevación temperatura aceite superior: 60ºC

Nivel de aislamiento al choque: A.T. 550kV B.T. 60 kV

Tensiones de ensayo a 50Hz/1min A.T. 230 kV B.T. 20 kV

Peso del aceite: 8170 kg

Peso total en servicio: 27420 kg

1.6.5 – Embarrados

1.6.5.1 – 110 kV

Se adopta para el embarrado de 110 kV un juego de barras sencillo. Es el mássimple y económico.



Los inconvenientes que presenta como la interrupción total de suministro si seproduce una avería en las barras o la poca flexibilidad, serán subsanados dividiendo labarra con un seccionador, quedando la subestación partida simétricamente con dostransformadores, uno de 110/25 kV y otro de 110/6 kV, a cada lado del embarrado.

El embarrado de 110 kV estará situado a continuación de las líneas de llegada.Con un vano de 12 metros, distribuirá cuatro líneas a los transformadores de potencia,dos para los transformadores de 30 MVA y otras dos para los transformadores de 7,5MVA.

En función de los cálculos tanto eléctricos como mecánicos llevados a cabo en lamemoria de cálculo, el conductor empleado para el embarrado de 110 kV es unconductor desnudo de aluminio-acero y tiene las siguientes características técnicas:

Denominación: HALCÓN

Diámetro: 21,8 mm

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Sección: 281,1 mm2

Hilos: 26+7

Diámetro hilos: 3,4 ; 2,7 mm

Resist. Electr. a 20 ºC: 0,122 Ω/km

Peso: 975 kg/km

Módulo elástico E: 7700 kg/ mm2

Coef. de dilatación α: 18,9·10-6 ºC

Carga mínima de rotura: 8820 kg

1.6.5.2 – 25 kV

Para el embarrado de 25 kV se adopta un doble juego de barras. El hecho detener un gran número de salidas hace que con esta disposición, cada línea puedaalimentarse indistintamente desde cada uno de los juegos de barra y, por tanto, resultaposible dividir las salidas en dos grupos independientes. También resulta posibleconectar todas las líneas sobre un juego de barras mientras se realizan trabajos derevisión sobre el otro juego de barras.

Para conectar las líneas de alimentación de uno a otro sistema de barras esnecesario añadir un disyuntor de amarre de barras.

Los conductores del embarrado de 25 kV entran a formar parte del conjunto deceldas blindadas en SF6 suministradas por MESA S.A., siendo sometidos éstos a losensayos de serie y tipo que se especifican en la normativa UNE.

El juego está dispuesto en cubículos modulares realizados en acero inoxidablede forma hermética y resistentes a presión, están unidos a los contiguos poratornillamiento externo y por una placa pasatapas de segregación.

El embarrado de 25 kV está formado por dos pletinas de cobre electrolítico decantos redondeados con las zonas de contacto plateadas.

1.6.5.3 – 6 kV

Se adopta para el embarrado de 6 kV un juego de barras sencillo, al igual que enel embarrado de 110 kV. Es el más simple y económico.

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El hecho de contar con un número reducido de salidas a partir del embarrado,hace posible hacer frente a las posibles desventajas que se puedan presentar. Por estemotivo se ha escogido un juego de barras simple.

Los conductores del embarrado de 6 kV, al igual que los del embarrado de 25kV, entran a formar parte del conjunto de celdas blindadas en SF6 suministradas porMESA S.A., siendo sometidos éstos a los ensayos de serie y tipo que se especificanen la normativa UNE.

El juego está dispuesto en cubículos modulares realizados en acero inoxidablede forma hermética y resistentes a presión, están unidos a los contiguos poratornillamiento externo y por una placa pasatapas de segregación.

El embarrado de 6 kV está formado por una pletina de cobre electrolítico decantos redondeados con las zonas de contacto plateadas.


1.6.6.1 – Generalidades

Entre los casos que pueden presentarse en el funcionamiento de los interruptoresautomáticos, destacan dos de ellos que han hecho evolucionar las técnicas defuncionamiento y que obligan, en algunas circunstancias, a la elección de uno u otrotipo de elección de interruptor. Estos son el defecto kilométrico (cortocircuito a unadistancia de 1 km) y defecto evolutivo (corte de pequeñas corrientes), circunstanciaséstas que provocan altas elevaciones de la tensión en los bornes del interruptor, queocasionan grandes desperfectos.

Se han escogido interruptores en SF6, gas pesado, muy estable, inodoro, inerte,inflamable y no tóxico. Estas propiedades, junto con la elevada rigidez dieléctrica, sugran conductividad térmica y que es uno de los gases más electronegativos, es lo queotorga sus excelentes propiedades dieléctricas, además, de su gran poder de extincióndel arco.

Esto ha llevado a realizar cámaras selladas ya que el mantenimiento de loscontactos es nulo al no quedar residuos por el calentamiento del gas. La estanqueidadde los interruptores de SF6 implica una serie de ventajas como la ausencia completade llamas y una considerable reducción del ruido producido por una ruptura. Además,la construcción hermética elimina la posibilidad que el aire húmedo penetre en el

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interior, con el siguiente peligro de condensación, que causaría corrosión yaumentaría las pérdidas superficiales de los aislantes. De lo expuesto, podemosdeducir que las principales averías de este tipo de interruptores son las fugas de gas,lo cual requiere aparatos especiales para detectar el punto de fuga. En un aparato bieninstalado, las pérdidas de gas deben ser inferiores al 2% anual del volumen total degas encerrado dentro del aparato.

En los trifásicos conviene que en la apertura de los contactos haya unadispersión de un milisegundo entre los tres polos, es decir, que la diferencia de tiempoentre el instante de cierre del primer polo y el instante de cierre del último sea de unamilisegundo. De esta forma conseguiremos reducir las sobretensiones debidas aimpulsos maniobra.

Debido a las excepcionales propiedades aislantes del SF6, ha sido posiblereducir las distancias entre las partes bajo tensión y las que están a potencial de tierra,en el interior de las cámaras.

Así, las ventajas del interruptor del SF6 para la interrupción de arcos eléctricosson:

• Después de la apertura de los contactos, los gases ionizados noescapan al aire, por lo que la apertura del interruptor no produce casiruido.

• El SF6 es estable. Expuesto el arco se disocia en SF4, SF2, y enfluoruros metálicos, pero al enfriarse se recombinan de nuevo en SF6.

• Una de tiempo, de la columna del arco, muy pequeña.• Alta rigidez dieléctrica y una rápida recuperación del poder aislante

después de la extinción del arco.• El circuito es cortado con una velocidad de aumento de la tensión de

recuperación excepcionalmente alta.

Por otro lado hay que tener en cuenta alguno de los inconvenientes como:

• El SF6 al ser inodoro, incoloro e insípido, en lugares cerrados hayque tener en cuidado que no existan escapes, ya que por tener mayordensidad que el aire, lo desplaza provocando asfixia en las personaspor falta de oxígeno.

• Los productos del arco son tóxicos y combinados con la humedadproducen ácido fluorhídrico que ataca la porcelana y el cemento desellado de las boquillas.

Los principales componentes de los interruptores de SF6 son:

• Un filtro para la eliminación de pequeñas impurezas que sedesprenden por el contacto del gas con el arco.

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• Un compresor para la circulación del gas y para el relleno de losdepósitos.

• Un filtro para la eliminación de las posibles trazas de aceite en el gas.• Una válvula de seguridad para mantener el valor de la presión dentro

de los límites correctos

Para la elección del tipo de interruptor, se ha tenido en cuenta, básicamente, loscálculos por cortocircuito:

- corriente permanente de cortocircuito- capacidad de corte- corriente de choque- capacidad de cierre

Así como los valores nominales:

- máxima tensión en servicio normal- grado de aislamiento- intensidad nominal- ciclo nominal de reenganche

1.6.6.2 – Interruptores de 110 kV

Se instalarán interruptores automáticos con mando tripolar y técnica de corte enSF6 de la fabrica SPRECHER ENERGIE con las siguientes características.

Fabricación: SPRECHERENERGIE

Modelo: HGF – 311

Servicio: Exterior

Número de polos: 3

Elemento extintor: SF6

Accionamiento: Motorizado

Intensidad nominal: 2000 A

Intensidad admisible de corta duración (1s). Límite térmico: 31,5 kA

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Valor de cresta de la intensidad admisible de corta duración(1s). Límite dinámico:

80 kA

Tensión más elevada para el material: 123 kV

Tensión soportada a frecuencia industrial 50 Hz 1 min: 230 kV

Tensión soportada a impulsos tipo rayo 1,2/50 µs entre fasesy entre fases y masa:

550 kV


Puesto que los interruptores de 25 kV forman parte del conjunto de celdasblindadas en SF6 suministradas por MESA S.A., es dicha empresa suministradora laque prescribe el uso del interruptor automático.

Estos interruptores son compactos y no requieren prácticamente mantenimiento,poseen un poder de corte elevado, permiten efectuar gran número de maniobras ydominan con seguridad casos de maniobras extremas.

El mecanismo de accionamiento se encuentra fuera del cubículo y fácilmenteaccesible para su mantenimiento y revisión retirando su cubierta.

Fabricación: MERLÍN GERIN

Modelo: FB4

Servicio: Interior

Número de polos: 3


Accionamiento: Eléctrico

Intensidad nominal en barras: 1600 A

Intensidad nominal entradas y salidas: 1250 A

Intensidad admisible de corta duración (1s). Límite térmico: 25 kA


63 kA


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170 kV


Puesto que los interruptores de 6 kV forman parte del conjunto de celdasblindadas en SF6 suministradas por MESA S.A., es dicha empresa suministradora laque prescribe el uso del interruptor automático.

Estos interruptores son compactos y no requieren prácticamente mantenimiento,poseen un poder de corte elevado, permiten efectuar gran número de maniobras ydominan con seguridad casos de maniobras extremas.

El mecanismo de accionamiento se encuentra fuera del cubículo y fácilmenteaccesible para su mantenimiento y revisión retirando su cubierta.

Fabricación: MERLÍN GERIN

Modelo: FB6

Servicio: Interior

Número de polos: 3


Accionamiento: Eléctrico

Intensidad nominal en barras: 1800 A

Intensidad nominal entradas y salidas: 900 A

Intensidad admisible de corta duración (1s). Límite térmico: 25 kA


63 kA

Tensión más elevada para el material: 7,2 kV



85 kV

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Los seccionadores se utilizan como elemento de separación entre los diferenteselementos componentes de una instalación. Se caracterizan en que sus maniobras deconexión y desconexión a la red deben hacerse en vacío, de forma que no seinterrumpa el funcionamiento del resto de la instalación.

La elección del tipo de seccionador utilizado en la instalación, depende sobretodo de la tensión nominal de la instalación y, en menor grado, de la corriente que hade atravesar el seccionador, del espacio disponible y de consideraciones económicas.

Tal como refleja el esquema unifilar, en la subestación los seccionadores seinstalarán en el acoplamiento de las diferentes líneas a los embarrados precedidos delos interruptores de potencia y, además, se emplearán junto con el interruptor deacoplamiento de barras de 25 kV para la transferencia de un juego a otro.

En muchos casos, será necesario poner a tierra parte de la instalación cuandodeban realizarse trabajos de mantenimiento o reparación, para este propósito seinstalan también seccionadores de puesta a tierra.

Según estas consideraciones y las comparaciones efectuadas en el apartado 1.5.7de este documento, los seccionadores elegidos son los siguientes.

1.6.7.2 – Seccionadores de 110 kV

Se han escogido seccionadores de cuchillas giratorias. Son dos aislantes desoporte, con un muelle de contacto y una cuchilla que gira alrededor de un eje.

Serán tripolares, aunque resulten más caros, debido a que, al ir unidos por un ejecomún, permite el accionamiento conjunto.

Las características técnicas de los seccionadores son las siguientes:

Marca: MERLING GERIN

Tipo: Cuchillas giratorias mod. XM34

Tensión nominal: 123 kV


Intensidad admisible de corta duración dinámica: 80 kA

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Intensidad admisible de corta duración térmica 1s: 32 kA

Intensidad admisible de corta duración térmica 3s: 32 kA

Temperatura ambiente admisible: -50 a 40 ºC


Los seccionadores de 25 kV forman parte del conjunto de celdas blindadas enSF6 suministradas por MESA S.A., siendo sometidos éstos a los ensayos de serie ytipo que se especifican en la normativa UNE.


Tipo: Cuchillas deslizantes mod. A-03d



Intensidad admisible de corta duración térmica: 15 kA



Los seccionadores de 6 kV forman parte del conjunto de celdas blindadas enSF6 suministradas por MESA S.A., siendo sometidos éstos a los ensayos de serie ytipo que se especifican en la normativa UNE.


Tipo: Cuchillas deslizantes mod. A-05d

Tensión nominal: 7,2 kV


Intensidad admisible de corta duración térmica: 20 kA


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1.6.8 – Compensador de Neutro

En el lado de 25 kV la conexión de los transformadores es triángulo y una falta atierra no se detectará, pues no existe el neutro y no habrá retorno de corriente. En ellado de 6 kV no es preciso pues la conexión estrella en el secundario de lostransformadores con neutro rígido a tierra hace que pueda haber retorno de corrienteen caso de falta a tierra.

Para hacer un neutro accesible se crea un neutro artificial para poder detectarestas faltas a tierra en un sistema aislado. Se adoptan unas bobinas en conexión zig-zag en vez de estrella, pues presenta mayor impedancia con el mismo número deespiras y deja pasar mejor las corrientes homopolares, que es lo que interesa en casode falta a tierra.

El neutro formado por las bobinas se unirá a tierra, dando así retorno a lacorriente. Se conectará lo más próximo posible del transformador de potencia

Las características del bobinado zig-zag son las siguientes:

Fabricante: DIESTRE

Tipo: DHR 744/36



Frecuencia nominal de servicio: 50 HZ

Conexión de los arrollamientos: Zig-zag

Impedancia homopolar por fase: 2000 Ω

Intensidad circulatoria con falta monofásica: 10 A

1.6.9 – Celdas de SF6


En la subestación se dispone de un total de ocho celdas de 25 kV y cinco celdasde 6 kV blindadas con aislamiento en gas SF6 tipo CBG, instaladas por MESAmanufacturas eléctricas S.A.

Son celdas bajo envolvente metálica, de ejecución prefabricada parainstalaciones interiores y en conformidad con los ensayos tipo, según normas CEI-298y aplicables. Se suministran sueltas para montaje autosoportante y se acoplan entre

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ellas mediante un doble juego de barras las sometidas a 25 kV y por un juego debarras simple las de 6 kV, permitiendo en todo caso ampliar el conjunto de lainstalación.

La utilización del gas SF6 como medio de aislamiento confiere a estos equiposlas siguientes ventajas:

- Reducción del espacio necesario para su instalación.

- Insensibilidad a la contaminación atmosférica, polvo, insectos,... detodas las partes en tensión, así como máxima protección contracontactos accidentales, gracias al blindaje hermético de lasenvolventes.

- Alta fiabilidad derivada de la insensibilidad a agentes externos.

- Elevado grado de disponibilidad.

- Mínimos requisitos de obra civil y facilidad de conexión de red.

- Mantenimiento extremadamente reducido, contribuyendo así aminimizar los costes de explotación.

- Larga vida útil asegurada a través de la probada resistenciaeléctrica y mecánica, de la integridad de las envolventes frente a lacorrosión y de la insensibilidad ambiental de los equipos.

Algunas de las características eléctricas y mecánicas de las celdas CBG MESAinstaladas en la subestación son:

Tensión nominal

25 kV 6 kV

Embarrado: Doble juego Juegosimple

Tensión de ensayo a frecuencia industrial 50 Hz 70 kV 22 kV

Tensión de ensayo a onda de choque tipo rayo: 170 kV 60 kV

Gas de aislamiento:

Presión relativa nominal de gas a 20ºC 0,2 bar

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Presión relativa mínima de trabajo a 20ºC: 0,05 bar

Presión dimensional relativa: 0,45 bar

Presión de operación relativa de descompresión: 1 bar

Resistencia a corrientes de corta duración, 1s: 25 kA

Resistencia a corrientes de corta duración, valor decresta:

63 kA

Grado de protección componentes de A.T.: IP-65

Grado de protección cubículo de B.T.: IP-30

Temperatura ambiente:

Valor máximo: 40ºC

Valor medio máximo en 24h: 35ºC

Valor mínimo: -5ºC

Normas: CEI

Las celdas de maniobra no se pueden someter a alta tensión si no estánsuficientemente llenas de SF6.

Los manómetros indican la presión relativa del gas que hay en el interior de lacelda.

Los manómetros dotados con contactos limitadores dan una señal eléctricacuando alcanzan la presión de servicio mínima o la máxima. Si la presión de gasdesciende a valores inadmisibles, hay que añadir SF6 observando la curva que indicala relación entre la presión y la temperatura del gas.

Para la carga de SF6 por el método de desplazamiento, cada cubículo estáprovisto de una válvula de llenado y otra de salida.

Una celda tipo CBG de doble juego de barras para 25 kV es como muestra lafigura.

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Figura 10. Celda tipo CBG

Donde:

A – Compartimiento de interruptor automáticoB – Compartimiento de barrasC – Salida de cables y transformadores de intensidadD – Panel frontal de baja tensión y mecanismos de mando

1 – Panel de mando del interruptor

1.1 – Carga de muelles del interruptor automático1.2 – Indicaciones de posición del interruptor automático1.3 – Pulsador mecánico de apertura del interruptor automático1.4 – Aparatos de medida1.5 – tapa del mecanismo de accionamiento del interruptor automático

2 – Manómetro y válvulas de llenado de SF63 – Indicadores de presencia de tensión4 – Accionamiento manual de los seccionadores de barras

4.1 – Indicadores mecánicos del interruptor de vacío, seccionadores debarras y seccionadores de puesta a tierra

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4.2 – Pulsadores de cierre y apertura eléctricos, del interruptor automáticode vacío, de seccionadores de barras y seccionadores de puesta a tierra.

5 – Armario de baja tensión6 – Interruptor automático7 – Transformadores de tensión8 – Seccionadores de puesta a tierra

8.1 – Mando del seccionador de puesta a tierra

9 – Zócalos para la conexión de cables10 – Cables de acometida11 – Transformadores de intensidad12 – Barras generales13 – Seccionador de barras14 – Clapetas de descompresión15 – Conexión enchufable del interruptor automático16 – Pasatapas de interconexión estancos entre compartimiento de barras y de

interruptor automático17 – Tapa de acceso a compartimientos18 –cerramiento posterior19 – Patas regulables de ajuste y anclaje de celdas20 – Pasatapas de interconexión estancos entre compartimientos de barras generales

1.6.9.2 – Distribución de Celdas de 25 kV

Las celdas de 25 kV numeradas de 1 a 8 tienen las siguientes funciones:

• Celdas 1 y 2

Estas celdas alojarán las líneas procedentes de los dos transformadores de 30MVA y alimentarán el embarrado de 25 kV.

Los equipos principales que constituyen estas celdas son:

- seccionadores de barras- seccionador de puesta a tierra- transformadores de intensidad- transformadores de tensión

• Celda 3

Esta celda está destinada a la salida de alimentación a las nuevas zonasurbanas de Hospitalet de l’Infant.

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Los equipos principales que constituyen esta celda son los mismos que lasceldas 1 y 2.

• Celda 4

Esta celda está destinada a la salida de alimentación a las nuevasurbanizaciones de Miami Playa.


• Celda 5

Esta celda está destinada a la salida de alimentación al Polígono Industrial“Les Tapies”.


• Celda 6

Esta celda alimentara al transformador de 25/0,38 kV que a su vez alimentarálos servicios auxiliares de la subestación.

Los equipos serán idénticos a los de las celdas 1 y 2.

• Celda 7

La celda 7 será la conexión de la batería de condensadores con el embarradode 25 kV con el fin de permitir corregir el factor de potencia cuando así lorequieran las circunstancias.

Los equipos serán idénticos a los de las celdas 1 y 2.

• Celda 8

Esta celda alojará el interruptor de acoplamiento de barras y loscorrespondientes seccionadores de barras y el seccionador de tierra.

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1.6.9.3 – Distribución de Celdas de 6 kV

Las celdas de 6 kV numeradas de 1 a 5 tienen las siguientes funciones:

• Celdas 1 y 2

Estas celdas alojarán las líneas procedentes de los dos transformadores de 7,5MVA y alimentarán el embarrado de 6 kV.

Los equipos principales que constituyen estas celdas son:

- seccionadores de barras- seccionador de puesta a tierra- transformadores de intensidad- transformadores de tensión

• Celda 3

Esta celda está destinada a la salida de alimentación a la estación de bombeode agua del río Ebro situada en el Coll de Balaguer de nueva creación.


• Celda 4

Esta celda está destinada a la salida de alimentación a las a la plantadepuradora de nueva creación, situada en el Coll de Balaguer.


• Celda 5

Esta celda alimentara al transformador reserva de 6/0,38 kV previsto para laalimentación a servicios auxiliares en caso de fallo en el transformador principalpara dichos servicios..


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1.6.10 – Conductores

Se han escogido conductores flexibles desnudos de aluminio-acero para laslíneas aéreas exteriores. Estos conductores están compuestos de varios alambres dealuminio, de igual o diferente diámetro nominal, y de alambres de acero galvanizado.Los alambres van cableados en capas concéntricas. Los alambres centrales son deacero y las capas exteriores la forman alambres de aluminio.

Este tipo de conductores tiene un inconveniente con respecto a los de aluminioexclusivamente, es su mayor peso. No obstante, son mayores las ventajas ya quetienen una mayor resistencia mecánica, pudiendo disminuir con ello el número deapoyos y de aisladores al poderse aumentar la longitud de los vanos.

Son estos conductores los más ampliamente utilizados en las líneas aéreas demedia y alta tensión, ya que, al tener menor peso y precio, han desplazado a losconductores de cobre.

Los conductores utilizados en la conducción de energía de los transformadores alos embarrados de 25 y 6 kV son conductores de cobre, aislados y preparados paracanalización subterránea. La descripción del cable es la siguiente.

Conductor:Metal: Hilos de cobre.Forma: Redonda compacta.Flexibilidad: clase 2; según IEC 228; UNE 21.022Formación: constituidos por cuerdas redondas compactas de cobre o

aluminio, mediante un método patentado que permite obtener superficies máslisas y diámetros de cuerdas menores que los de las cuerdas normales de igualsección.

Semiconductora interna:Capa extrusionada de material conductor.La capa semiconductora forma un cuerpo único con el aislante y no se

separa del mismo ni aún con las dobladuras a que el cable pueda someterse,constituyendo la verdadera superficie equipotencial del conductor. Loseventuales espacios de aire quedan bajo esta superficie y, por lo tanto, fuera dela acción del campo eléctrico.

Aislamiento:Etileno-propileno, (EPR).Sus características mecánicas, físicas, eléctricas, etc. superan a las de las

mejores gomas aislantes para cables empleadas hasta el momento, pero lo quela distingue particularmente es su mayor resistencia al envejecimiento térmicoy su elevadísima resistencia al fenómeno de las "descargas parciales",especialmente crítico en terrenos húmedos y en ambientes contaminados,cuando se emplean otros aislamientos "secos". Esta extraordinaria resistencia

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al efecto corona o a las descargas parciales, unida a sus excelentescaracterísticas eléctricas, permite elevar el límite de seguridad dieléctrico yelaborar, por tanto, con plena seguridad, cables aislados con goma paratensiones de hasta 132 kV, sin tener que recurrir a protecciones especialescontra la penetración de humedad en el cable.

Semiconductora externa:Capa extrusionada de material conductor separable en frío.La pantalla está constituida por una envolvente metálica ( cintas de cobre,

hilos de cobre, etc.) aplicada sobre una capa conductora externa, la cual, a suvez, se ha colocado sobre el aislamiento con el mismo propósito con el que secoloca la capa conductora interna sobre el conductor, que es el de evitar queentre la pantalla y el aislamiento quede una capa de aire ionizable y zonas dealta solicitación eléctrica en el seno del aislamiento.

Pantalla metálica:Formada por una corona de hilos de cobre de sección nominal de 16

mm2:Las pantallas desempeñan distintas misiones, entre las que destacan:

a. Confinar el campo eléctrico en el interior del cable.b. Lograr una distribución simétrica y radial del esfuerzo eléctricoen el seno del aislamiento.c. Limitar la influencia mutua entre cables eléctricos.d. Evitar, o al menos reducir, el peligro de electrocuciones.

Cubierta exterior:Poliolefina termoplástica (Z1) VEMEX.La cubierta especial termoplástica VEMEX desarrollada por Pirelli,

conjuga una gran resistencia y flexibilidad en frío, con una elevada resistenciaal desgarro a temperatura ambiente, a la vez que muy alta resistencia a ladeformación en caliente. El equilibrio conseguido con una adecuadaformulación y las propiedades intrínsecas del polímero utilizado, se traducenen que el nuevo compuesto termoplástico tiene unas características mecánicasy una resistencia al medio ambiente activo excepcionales, permitiendo unmayor abanico de aplicaciones. Los nuevos EPROTENAX presentan, respectoa los cables convencionales:

- mayor resistencia a la absorción de agua- mayor resistencia al rozamiento y a la abrasión- mayor resistencia a los golpes- mayor resistencia al desgarro- mayor facilidad de instalación en tramos tubulares- mayor seguridad en el montaje todo lo cual hace que sea un cableidóneo para tendido mecanizado.

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1.6.11 – Aisladores

Los aisladores elegidos son de vidrio templado. Es un material más barato quela porcelana y presenta unas ventajas, descritas anteriormente, que han influido en suelección. Las características son:

Clase: U 120 BS (CEI – 305)

Tipo: De caperuza y vástago

Material: Vidrio templado

Paso 146 mm

Tensión de perforación en aceite: 130 kV

Línea de fuga 291 mm

Carga rotura mecánica 12000 kg

Diámetro del vástago: 16 mm

Peso neto aproximado: 3,8 kg

Las características del aislador y las dimensiones de sus herrajes están deacuerdo con las Normas UNE 21-124-76 y 21-009-80 y con las publicaciones CEI305 y 120, Norma 16 A. Los ensayos, según las especificaciones UNE 21-114-74 ypublicación CEI 383.


1.7.1 – Generalidades

La red de tierra cumplirá con lo establecido en la instrucción MIE-RAT 13, ytendrá las siguientes funciones:

• Proporcionar un circuito de muy baja impedancia para la circulaciónde las corrientes de tierra, ya sea que se deban a una falta porcortocircuito o a la operación de un pararrayos.

• Evitar que durante la circulación de estas corrientes de tierra, puedanproducirse diferencias de potencial entre distintos puntos de lasubestación transformadora, implicando un peligro para el personal.

• Facilitar, mediante sistemas de relés, la eliminación de las faltas atierra en los sistemas eléctricos.

• Dar mayor confiabilidad y continuidad al servicio eléctrico.

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De igual manera, en base a instrucción MIE-RAT 13, se establecerán dosinstalaciones de puesta a tierra:

- Puesta a tierra de protección: en la que se instalarán las partes metálicas queno estén en tensión normalmente pero que puedan estarlo a consecuencia de averías,accidentes, descargas atmosféricas o sobretensiones. Algunos de estos elementos son:chasis y bastidores de aparatos, puertas metálicas, vallas, armaduras metálicas de losedificios, tuberías, carcasas de transformadores... también se instalarán los pararrayosy seccionadores de puesta a tierra.

- Puesta a tierra de servicio: en la que se instalarán los neutros de lostransformadores y los circuitos de baja tensión de los transformadores de medida.

Se tomarán medidas para evitar el contacto simultáneo con elementosconectados a instalaciones de tierra diferentes, así como para evitar transferencias detensiones peligrosas de tensiones peligrosas de una instalación a otra.

El conjunto de la instalación dispondrá de una red general de tierras diseñada deforma tal que, en cualquier punto donde las personas puedan circular o permanecer,éstas queden sometidas como máximo a las tensiones de paso y contacto calculadasen el apartado 2.5 de la memoria de cálculo.

El dimensionado de la red se ha realizado teniendo en cuenta la máximacorriente de defecto en la subestación.

El conductor adoptado para la malla será de cobre desnudo, para que puedaadmitir valores altos de densidad de corriente y por su mayor resistencia a lacorrosión.

La naturaleza del terreno, arena arcillosa, hace deducir que la resistividad mediaes de 50 Ω·m, valor lo suficientemente aceptable como para no tener que realizarmodificaciones en el terreno. Por su parte, la resistividad superficial ascenderá hastalos 1000 Ω·m gracias a que se cubrirá toda la superficie de la subestación con unacapa de gravilla.

Para la disposición de la red de tierra existen tres posibles sistemas:

• Sistema radial

Consiste en uno o varios electrodos a los cuales se conectan las derivaciones decada aparato. Es el sistema más económico pero el menos satisfactorio, ya queal producirse una falta en un aparato, se producen grandes gradientes depotencial.

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• Sistema en anillo

Se obtiene colocando en forma de anillo un cable de cobre alrededor de lasuperficie ocupada por el equipo de la subestación y conectando derivaciones acada aparto con un cable de menos sección. Es un sistema más costoso que elsistema radial y más fiable.

• Sistema de red mallada

Es el sistema más usado y consiste en una malla formada por cable de cobre,generalmente, conectada a través de electrodos a partes más profundas parabuscar zonas de menor resistividad. Este sistema es más eficaz que losanteriores y también el más caro.

Teniendo en cuenta la importancia hacia la personas que supone una buenainstalación de tierra, se adopta el sistema de red mallada, pues pese a ser el máscostoso es el que proporciona mayor fiabilidad a las personas y continuidad alservicio eléctrico.

1.7.2 – Instalación de las líneas de tierra

Se instalará procurando que los conductores no hagan recorridos tortuosos ocurvas de poco radio. Todas las conexiones de la malla se harán mediante soldaduraautógena, para evitar la desoldadura por el paso de corrientes de tierra o su deteriorodebido a la corrosión. Las uniones de las estructuras se pintarán de amarillo para sufácil localización.

El conductor empleado es cobre desnudo de 95 mm2 de la marca CRANE, tantopara la puesta a tierra de protección como la puesta a tierra de servicio. Esta seccióncumple los requisitos que exige el RAT.

El conductor se enterrará a una profundidad de 0,8 metros ocupando un área de4080 m2 en cuadrículas de 4x4 metros.

Se dispondrán 28 picas de tierra conectadas a la malla, de 2 m de longitud y 15mm de diámetro para mejorar la puesta a tierra.


1.8.1 – Justificación

La mayoría de aparatos conectados a una red consumen potencia activa yreactiva. Todos los circuitos inductivos necesitan una potencia reactiva parafuncionar, por ejemplo, los transformadores para mantener el campo magnético.

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Un medio de producción de potencia reactiva son las baterías de condensadores.Las baterías de condensadores de alta tensión están constituidas por unidadesmonofásicas que por medio de conexiones serie-paralelo pueden convertirse enbaterías para todas las tensiones y potencias. Los condensadores constituyen el mediomás simple para reducir al costo más bajo la carga de los transformadores, red dedistribución y distribución de energía.

En principio, un condensador funciona como un generador que sólo producepotencia reactiva. Cuando se instala con un aparato que consume potencia reactiva,se reduce la carga de los generadores, líneas y transformadores, y se incrementa lacapacidad de la red para transmitir potencia activa.

Para estudiar el comportamiento del sistema frente al condensador, se comparanlas siguientes circunstancias:

- Carga no compensada.

El gráfico muestra las relaciones entre la potencia aparente (S), la potenciaactiva (P) y la potencia reactiva (Q) para un cierto factor de potencia cos ϕ de lacarga. La carga no está compensada y, si suponemos que la línea o eltransformador están a plena carga, el arco del círculo indica la potencia aparentemáxima que puede utilizarse.

- Carga compensada

La toma de potencia reactiva (Q) de la red disminuye con la potencia delcondensador (Qc) a (Q1) con compensación. La carga total en la red disminuyeal mismo tiempo de (S) a (S1) para la misma toma de potencia activa. Lapotencia de condensadores necesaria (Qc) para compensar hasta el factor depotencia deseado (cos ϕ2). Con el condensador conectado se puede conectarmás carga .

- Carga compensada cuando se ha incrementado la carga activa

La potencia activa aumenta de (P) a (P’) y la línea o el transformador estácompletamente aprovechado cuando (S2) es igual a (S). Es decir, se trabaja conla misma potencia aparente que cuando la carga no está compensada, pero conun mayor rendimiento de la potencia activa.

El coste de una inversión en condensadores depende de la magnitud del valor delfactor de potencia. Si éste es bajo, una batería de condensadores da la posibilidad deun incremento de la carga activa pudiendo conectar más consumos en la subestación,mientras que la compensación para un factor de potencia ya alto, sólo permite unpequeño incremento de la carga.

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El ahorro debido a la reducción de pérdidas de energía puede justificar a cortoplazo una gran parte de la inversión en una batería de condensadores.

1.8.2 – Equipo Instalado

Se decide la instalación de un banco de condensadores tipo SIKAP de la marcaASEA KABEL AB: SIKAP presenta un diseño compacto en el que todas sus partesen tensión se hallan protegidas contra contactos directos accidentales, sistema quehace innecesario el uso de vallas u otros elementos de protección externa.

Salvo el control normal de los circuitos de protección, el equipo SIKAP noprecisa de otro mantenimiento.

Los condensadores están constituidos por un elevado número de elementos.Cada elemento consiste en dos hojas de aluminio separadas por películas de plástico.La película de plástico presenta un alto valor dieléctrico y disminuye las pérdidas. Elfactor de pérdidas en los condensadores SIKAP de película de plástico es inferior a0,2 W / kVAr incluidas las inevitables pérdidas producidas en los fusibles internos yen la resistencia de descarga.

Cada elemento lleva en serie un fusible. La perforación de un elemento conllevala fusión instantánea de su fusible, permitiendo no obstante que la unidad continúe enservicio con una ligera reducción de la potencia reactiva generada.

Una de las características más significativas de este equipo es la regulaciónautomática de la potencia reactiva a suministrar. Si la compensación carece deregulación automática puede suceder que en determinados momentos de bajoconsumo de reactiva, exista una sobrecompensación de la red. Entonces la carga totalse hace capacitiva a muy baja carga activa.

Por otro lado, el aumento de tensión que dan los condensadores suele constituiruna ventaja cuando hay carga alta, pero cuando baja la carga, baja la caída de tensiónen la red y sube la tensión, pudiendo alcanzar valores demasiado elevados.

Para evitar los inconvenientes de sobrecompensación y sobretensión se dota a lainstalación de un control automático que conecta o desconecta los condensadoressegún la carga. La conexión y desconexión las controla un regulador de potenciareactiva que mantiene el valor de potencia al valor ajustado.

La regulación automática se realizará en cinco etapas, es decir, se instalará unconjunto formado por cinco grupos de baterías de 5 MVAr en el que el primer gruposerá de conexión permanente y entrará en funcionamiento en el momento de puesta enservicio del sistema, y el resto de grupos se conectarán o desconectarán de formaautomática según la carga.

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Las características técnicas de los condensadores son:

Designación: SIKAP (ASEA KABEL AB)


Frecuencia: 50/60 Hz

Potencia reactiva: 20 MVAr (5 grupos de 4 MVAr)

Terminales: Barras de Cu

Conexión: Estrella

1.9 – Servicios Auxiliares

1.9.1 – Corriente Alterna

Con la finalidad de alimentar todos los servicios de corriente alterna de lasubestación, tales como la energía consumida por el alumbrado, los sistemas decontrol, señalización, alarmas, etc. Se dispone de dos transformadores, uno principal yotro de reserva, de 25/0,38 kV y 6/0,38 kV respectivamente. Se puede comprobar enel esquema unifilar.

Los transformadores tienen las características siguientes:

• Transformador Servicio Auxiliar 1 (Principal)

Marca: ABB

Relación de transformación: 25 / 0,38 kV

Potencia nominal: 160 kVA

Grupo de conexión: Dyn 11

Frecuencia: 50 Hz

Tensión de cortocircuito. 4 %

• Transformador Servicio Auxiliar 2 (Reserva)

Marca: ABB

Relación de transformación: 6 / 0,38 kV

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Potencia nominal: 25 kVA

Grupo de conexión: Dyn 11

Frecuencia: 50 Hz

Tensión de cortocircuito. 3,15 %

Pese a ser una conexión habitual en transformadores elevadores, la conexiónDyn0 ha sido escogida porque en caso de cargas desequilibradas, no provoca lacirculación de flujos magnéticos por el aire, ya que el desequilibrio se compensamagnéticamente en las tres columnas. Además, este sistema de conexión no esgenerador de terceros armónicos de tensión en el circuito secundario, ya que el tercerarmónico de la corriente magnetizante se establece en el triángulo primario y noafecta, por lo tanto, al arrollamiento secundario.

Otras ventajas son que puede establecerse un sistema sencillo de protección de lared secundaria, poniendo a tierra el neutro de la estrella secundaria. El neutro en elsecundario hace posible aplicar este sistema de conexión a transformadores dedistribución para alimentación de redes de media y baja tensión con cuatroconductores. Hay que tener en cuanta, sin embargo, que el fallo de un soloarrollamiento deja inutilizado el sistema completo.

Ambos transformadores van provistos de un conmutador de tensión que,variando las espiras del bobinado, permite obtener una mayor uniformidad en latensión de salida secundaria, compensando las variaciones de tensión de la red.

Este conmutador se acciona a mano, tanto por el lado de alta tensión como por elde baja, mediante un mando situado sobre la tapa del transformador. Las posicionesde regulación son como máximo cinco, con una amplitud de campo total del 10 %.

Los transformadores están debidamente protegidos por interruptoresmagnetotérmicos dotados de protección diferencial en los casos necesarios.

1.9.2 – Corriente Continua

En la instalación se dispone de dos conjuntos de cargador – batería a 125 V,para alimentar todos los servicios de corriente continua de la subestación.

Las baterías instaladas son:

Marca: TUDOR

Tipo: Batería Cd- Ni

Tensión: 125 V

Capacidad: 200 A·h

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Se decide instalar una batería tipo alcalina frente a la ácido. El motivo es porqueademás de tener las cualidades de los acumuladores de plomo, las baterías de níquel-cadmio presentan ciertas ventajas complementarias como: mantenimiento másreducido y económico, gran duración, posibilidad de carga a regímenes variados,nivel de electrolito visible en caso de elementos de caja de plástico, menor peso, etc.

La sala donde se ubican estas baterías está provista de extractores de gases quedeberán arrancar unos minutos antes de la apertura de la puerta de entrada delpersonal, con el fin de extraer la posible acumulación de hidrógeno que se desprendeen las cargas y descargas de los elementos.

El consumo permanente de la batería lo suministra el cargador o rectificador. Encaso de falta de corriente alterna, la batería debe mantener, como mínimo, durante 4horas la demanda normal de la subestación, incluyendo una corriente de pico de hastauna duración de 10 segundos.

1.10 – Equipos de Protección


La protección de redes tiene por finalidad detectar de forma selectiva losdefectos y separar las partes de la red averiadas, además de limitar lassobreintensidades y los defectos de los arcos eléctricos.

Cuando se disponen varios dispositivos de protección en serie, generalmente serequiere que éstos sean selectivos, es decir, que provoquen la desconexión deldispositivo de protección más próximo al punto de defecto por delante del mismo.

Para la elección se han tenido en cuenta las prescripciones del R.C.E.

1.10.2 – Protección de las Líneas de Llegada

Las líneas de llegada están sometidas permanentemente a las consecuencias delos fenómenos meteorológicos y a los riesgos de ser afectadas por circunstanciastotalmente ajenas a la explotación. Como elemento que enlaza productores yusuarios, cualquier interrupción en la línea, interrumpe la alimentación de energía.Por estos motivos resulta importante una rápida y eficaz protección de las líneas.

• Protección a distancia

Para las redes de transporte, la protección de distancia es la más empleada.

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La unidad de medida de los relés actúa en función del valor de la impedanciapor fase del elemento protegido. El tiempo de funcionamiento es proporcional a ladistancia en que ha ocurrido el defecto, de esta forma, al producirse una avería en unpunto cualquiera de la red, los relés más próximos a este punto disparan antes que losmás alejados.

En caso de cortocircuito en un punto de la línea, la intensidad será prácticamenteconstante a lo largo de ella, mientras que la tensión variará de tal forma que en losrelés más próximos al cortocircuito el esfuerzo antagonista de los elementosvoltimétricos será menor que en los relés más alejados. Por esta razón, funcionaránantes los primeros relés que los segundos. Si los esfuerzos de los dos elementos decada relé se combinan de tal manera que el tiempo de funcionamiento seadirectamente proporcional a la tensión e inversamente proporcional a la intensidad, eltiempo de funcionamiento del relé será proporcional al cociente Z= E/I, es decir, a laimpedancia de la línea hasta el defecto.

Los tiempos de funcionamiento de los relés van siempre en aumento, cualquieraque sea el punto donde se produce el cortocircuito.

Como protección de reserva, se emplea en combinación con los relés dedistancia, unos relés temporizados de sobreintensidad.

Los relés empleados serán de la marca MAYVASA.

• Dispositivo de reconexión automática

La instalación se dota de un dispositivo de reconexión automática para mejorarla continuidad del servicio. Este dispositivo de reenganche son de la marcaMAYVASA.

Los reenganchadores se excitan al recibir de los equipos de protección una señalde disparo. Una vez desconectado el interruptor, si ha desaparecido la señal dedisparo y se dispone de una tensión de referencia (tensión de barras), se inicia lacuenta del tiempo de espera para el reenganche.

Transcurrido el tiempo de espera, el equipo ordena la reconexión del interruptor.Según el programa de reconexión elegido, se permitirá otro reenganche si se produceun nuevo disparo inmediato, o bien se mantendrá el equipo bloqueado durante untiempo de seguridad del orden de 30 a 60 segundos, a partir del cual el equipo volveráa su estado inicial.

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1.10.3 – Protección de los Transformadores

• Protecciones internas

En la protección de un transformador se deben diferenciar las proteccionesinternas de éste y las protecciones externas. Las protecciones internas las proporcionael mismo suministrador del transformador, es decir, Brow Boveri-Oerlikon. Éstasestán constituidas básicamente por:

- Relé Buchholz, con niveles de alarma y disparo

- Termómetro, con niveles de alarma y disparo

- Nivel de aceite en el depósito de expansión del transformador, conalarma

- Chimenea de alivio, sobrepresión de la cuba transformador, condisparo

- Una imagen térmica, con disparo

- Una válvula de alivio de sobrepresión de la cuba del regulador

- Un nivel de aceite del depósito del regulador

La actuación de disparo de estas protecciones dará orden de apertura a losinterruptores correspondientes.

• Protección diferencial

Es una protección muy selectiva en el transformador, provocando el disparo antecualquier tipo de cortocircuito o contacto que ocasione una circulación de corrientedentro de su margen de actuación, es decir, la zona comprendida entre lostransformadores de intensidad. Por esto, detecta tanto faltas internas en eltransformador como faltas externas, es decir, detecta desequilibrios entre la corrienteentrante y la corriente saliente del nudo eléctrico.

Los inconvenientes que presenta son que, forzadamente se tiene que limitar susensibilidad debido a los errores en los transformadores de intensidad; también en estecaso, a la regulación de tensión y las corrientes de vacío del transformador conectado.Por estos motivos, se le debe dar un ajuste de intensidad a partir de la cual debe actuary por debajo de la cual no debe hacerlo.

De todos modos, estos inconvenientes son salvables y la mayoría de los fallos noson de un grado relevante.

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El relé escogido es el modelo RD3T de la marca MAYVASA.

Los contactos a tierra en el lado triángulo de los transformadores de 30 MVA noserán detectados por el relé aún estando conectado el bobinado zig-zag, ya que lacorriente circulatoria no alcanza la sensibilidad del relé diferencial.

La actuación del relé diferencial provocará la desconexión del transformadorafectado por completo, dando disparo en los disyuntores del primario y del secundarioal mismo tiempo.

El relé se alimenta con una fuente de continua entre 48 y 120 V ± 20 % sinpolaridad específica.

Tiene tres tarjetas, una por fase, para indicar los estados del relé y detectar losarmónicos de 2º y 5º orden.

En el último módulo están los ajustes de intensidad de cada fase.

El sistema de medida es totalmente estático, lo cual garantiza una gran precisión,durabilidad y fiabilidad.

• Protección de sobreintensidad

En el lado de A.T. la protección de sobreintensidad, con frenado por tensión, esla más conveniente para tener selectividad de tiempos con las líneas de salida y laprotección de sobreintensidad direccional.

Se atenderá al arranque de estas protecciones en caso de sobrecarga para sabercuando hay que conectar otro transformador en paralelo;: para ello se provocará unaseñal acústica de la sobrecarga del transformador, para que el operario conecte launidad de transformación en paralelo si fuere necesario.

El relé es un relé de sobreintensidad trifásico con frenado por tensión RS3-F dela marca MAYVASA.

Para la parte de B.T., alimentación a barras, se ha escogido una protección desobreintensidad direccional. Es muy difícil que ocurra un cortocircuito en el tramoque protege, pues éste es muy corto tanto en su parte en la intemperie como en suparte subterránea, pero un cortocircuito en esa zona sin esta protección dejaría lasubestación fuera de servicio. Con esta protección únicamente se desconectará eltransformador afectado, teniendo continuidad en el servicio.

El relé debe ser direccional para que sólo aísle el tramo afectado y, en caso deque haya un transformador conectado en paralelo, no provoque también su disparopor la corriente de retorno. Con esto, se consigue una buena selectividad aislando eltramo afectado.

Memoria Descriptiva

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Por estar el elemento direccional orientado eléctricamente hacia eltransformador, no actuará por sobrecargas, sólo lo hará debido a cortocircuitos en eltramo afectado como consecuencia de la corriente de retorno. Si únicamente estáconectado uno de los dos transformadores, esta protección no actuará, quedandoprotegido en este caso, por el relé primario del transformador.

Se ha escogido el relé de sobreintensidad trifásico direccional de la marcaMAYVASA.

1.10.4 – Protección de Cuba

Esta protección controla los contactos a la masa del transformador. La masa deltransformador está conectada a tierra.

Para poder aplicarse esta protección, es necesario que las ruedas deltransformador estén aisladas de tierra; se considera que están aisladas con unaislamiento mínimo de 25 Ω.

La actuación de esta protección no significa que exista una avería, puescualquier contacto entre la masa de la cuba y un elemento en tensión, provocará laactuación de dicha protección, como puede ser el caso de faltas provocadas poranimales.

Con un ajuste suficientemente bajo, se pueden detectar faltas próximas en elinterior del arrollamiento, como es el caso de la conexión estrella y una falta próximaal neutro.

Se colocará un dispositivo de señalización que indique el paso de corriente porla masa del transformador, de esta forma se sabrá que el transformador ha intervenidoen el contacto a tierra.

Esta protección no dará disparo, pues de ello se encargará la proteccióndiferencial o la protección homopolar direccional, únicamente señaliza el contacto amasa. Por tanto, se conectará un transformador de intensidad en la puesta a tierra dela masa del transformador de potencia con una relación de transformación 10/1 A.

El transformador de intensidad tendrá un núcleo para medida y no paraprotección, para que así el núcleo se sature rápidamente con corrientes superiores a 10A, y así no reproducir una corriente primaria elevada en el secundario.

El relé que señalizará la falta será un relé electrónico de sobreintensidadmonofásico a tiempo independiente de actuación instantánea en t < 30 ms.

El tiempo de actuación no es relevante pues sólo señaliza la falta (óptico-acústica) de que ha habido corriente a tierra.

Memoria Descriptiva

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Se tendrán zapatas aislantes bajo las ruedas para conseguir que la protección seaeficaz.

El relé será el modelo electrónico de sobreintensidad monofásico a tiempoindependiente de actuación instantánea de la marca MAYVASA.

1.10.5 – Protección homopolar en las líneas de alimentación a barras de 25 kV

Ésta protección es contra faltas a tierra.

Sirve para detectar faltas resistentes. La corriente está limitada o no existeporque no hay retorno de corriente al no haber neutro conectado a tierra al serconexión en triángulo, por lo que la protección diferencial del transformador depotencia no es sensible a la corriente de falta o no la detecta porque no hay derivaciónde corriente.

Con el bobinado zig-zag se crea un neutro artificial cuya impedancia es la quelimita la corriente de falta. En el lado de 110 kV está con el neutro rígidamente unidoa tierra y no hace falta esta conexión. En el lado de 25 kV la conexión es triángulo yuna falta a tierra no se detectará, pues no existe el neutro y no habrá retorno decorriente.

Para hacer un neutro accesible se crea un neutro artificial para poder detectarestas faltas a tierra en un sistema aislado. Se adoptan unas bobinas en conexión zig-zag en vez de estrella, pues presenta mayor impedancia con el mismo número deespiras y deja pasar mejor las corrientes homopolares, que es lo que interesa en casode falta a tierra.

El neutro formado por las bobinas se unirá a tierra, dando así retorno a lacorriente. Se conectarán lo más próximo posible del transformador de potencia.

El relé que se utiliza para detectar estas faltas es un relé hompolar específicopara detectar este tipo de faltas a tierra ya que es muy sensible.

Se tendrá selectividad al ser direccional y así, una falta en uno de lostransformadores en paralelo no provocará el disparo del otro. No se producirá disparosi hay arranque y la dirección no es la correcta.

Como es una protección de reserva, el tiempo de actuación será de 0,3 s, pues elrelé diferencial tiene un tiempo fijo de 0,15 s. Esta protección actuará cuando esténconectados los dos transformadores de 30 MVA, pues si sólo está conectado uno, nohabrá corriente homopolar de retorno.

Memoria Descriptiva

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1.10.6 – Protección diferencial de Barras

Los embarrados son puntos de gran concentración de energía, porque cualquierdefecto que se produzca puede comportar graves consecuencias, tanto en el deteriorode la instalación como en la continuidad del servicio.

Como cualquier elemento eléctrico, también las barras necesitan elementos deprotección. El sistema más utilizado es la protección diferencial de barras. cualquierdefecto trifásico o bifásico dentro de su zona será detectado por esta protección.

La protección diferencial de barras consta de un relé al cual se conectan lossecundarios de los transformadores de intensidad de todas las posiciones conectadas ala barra.

Todos los transformadores de intensidad deben tener la misma relación detransformación para que las corrientes que lleguen al relé sean iguales en condicionesnormales de servicio.

Al comportarse las barras como un nudo eléctrico de corrientes, la suma deintensidades que entran debe ser igual a la suma de intensidades que salen. Comotoda protección diferencial, una falta fuera de zona no le afecta.

El relé adoptado es un relé electrónico monofásico de sobreintensidad condisparo instantáneo, t < 30 ms, de la marca MAYVASA.

El esquema trifilar se hará con montajes monofásicos, cada uno con su fasehomóloga, teniendo así tres relés independientes.

1.10.7 – Protección de las líneas de Salida

Las líneas de salida de los embarrados de 25 y 6 kV serán protegidas contrasobreintensidades.

Se ha escogido un relé de sobreintensidad trifásica con frenado por tensión RS3-F de la marca MAYVASA.

Esta protección actuará sobre el disyuntor conectado a la línea de salidapertinente.

1.10.8 – Protección de Máxima y Mínima Tensión

1.10.8.1 – Protección de Máxima Tensión

En la instalación hay la posibilidad de tener sobretensiones sostenidas. Por estemotivo se temporizará el disparo. Si se sostienen durante más de 5 s, el relé actúaprovocando el disparo.

Memoria Descriptiva

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Los relés se conectarán a los transformadores de medida entre fases para que noles afecten las sobretensiones de las fases sanas en caso de falta monofásico, ni por eldescenso de tensión en la fase afectada mientras dura la falta.

Teniendo en cuenta que la máxima tensión de servicio es de 123 kV y la tensiónnominal es 110 kV, el incremento que esto supone es de, aproximadamente, 10%.Por este motivo, se ajustará el máximo al 110%, tomando como referencia de tensiónnominal los 110 V en el secundario del transformador de tensión.

El relé escogido es el MTA-1T-F de la marca MAYVASA. Es un relé de sobre-subtensión a tiempo independiente, instantáneo o temporizado.

Se conmuta a temporizado a 5 segundos y a máxima tensión.

1.10.8.2 – Protección de Mínima Tensión

Se admite, en general, una caída de tensión de un 10 % para tener unfuncionamiento normal en los aparatos conectados a la red.

Esto supone que si las tensiones nominales son 25 kV y 6 kV, las mínimastensiones serán de 22,5 kV y 5,4 kV respectivamente. Por lo tanto , el ajuste detensión será de un 90% de la tensión nominal.

Se temporiza la subtensión a 2 segundos para permitir a los dispositivosreguladores la corrección de la tensión.

La tensión de referencia será 110 V del secundario del transformador detensión. El relé escogido es el mismo que para máxima tensión, conmutado a 2segundos de temporizado y mínima tensión.

1.10.9 – Protección de Máxima y Mínima Frecuencia

Las bajadas de frecuencia a menos de 49 Hz son frecuentes, más de una por año,según las estadísticas. Ante esta situación, hay que tomar medidas para que nodegenere hasta 48 Hz o menos, lo cual provocaría una pérdida de estabilidad en elsistema.

Esto se debe al déficit de generación de energía y, como último recurso, seequilibra desconectando cargas, después de haber agotado todos los recursosnormales.

La separación de cargas empieza cuando la frecuencia baja de 49 Hz, teniendocuatro escalones de disparo según el plan nacional. Estos son: 49, 48.7, 48.4, y 48Hz.

Memoria Descriptiva

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Se escoge el escalón de 48.7 Hz, pues se trata de un consumo importante demantener, pero también importante de no mantener si no se recupera la estabilidad.

El relé de frecuencia cumplirá con las siguientes características:

Frecuencias de disparo: 48.7 y 51.3 Hz (50 Hz ± 2,6 %)Tiempo de disparo: 0,2 s ( el tiempo viene impuesto por el plan

nacional de separación de cargas)Frecuencia nominal: 50 Hz

El relé de frecuencia dispara todos los interruptores de conexión a barras, con elfin de separar la subestación de la red nacional, sin reenganche de disparo.

El relé escogido para máxima y mínima frecuencia es de la marca MAYVASAajustado con valores fijos a ± 2,6 % de la frecuencia nominal.

1.10.10 – Protección contra Sobretensiones de Origen Atmosférico o Maniobra

De las ondas debidas a rayos, sólo llegan a la subestación aquellas cuyamagnitud es inferior al nivel de aislamiento de la línea y que, por lo tanto, no alcanzana contornear los aisladores de la instalación. Estas ondas pueden ser de polaridadpositiva o negativa, predominando estas últimas.

De las ondas debidas a la operación de interruptores, las sobretensiones máselevadas se obtienen al efectuarse la apertura de líneas largas o cables de potencia envacío, apertura de corrientes de excitación de transformadores o reactancias y, sobretodo, cuando se efectúan recierres en líneas que pueden haber quedado cargadas a unatensión elevada, al producirse la desconexión inicial.

1.10.10.1 – Pararrayos de 110 kV

La instalación se protegerá contra sobretensiones peligrosas para el material,tanto si la sobretensión es de origen atmosférico como si es de tipo maniobra.

Para este cometido se utilizan pararrayos autovalvulares que disminuyen suresistencia a tierra conforme aumenta la tensión.

En la elección del pararrayos se ha escogido una tensión nominal adecuada paraque éste no opere con demasiada frecuencia, al estar expuesto a una mayorposibilidad de faltas y, al mismo tiempo, para que la tensión de operación delpararrayos no se acerque en exceso al nivel de aislamiento del equipo por proteger, locual podría provocar que éste se dañara.

Se instalarán un pararrayos autovalvular por fase. Las características técnicasson:

Memoria Descriptiva

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Marca: Isodel-Sprecher

Denominación: OERLIKON


Corriente de descarga: 10 kA

Tensión de cebado a 50 Hz: 55 kV

Tensión de descarga con onda de impulso: 240 kV

Tensión residual para corriente de choque: 300 kV

La correcta protección de un equipo altamente sensible a las sobretensiones,como pueden ser los transformadores, depende de la distancia entre el punto en que sesitúan los pararrayos y el punto en que se sitúa el equipo a proteger.


Para la elección de las autoválvulas de 25 kV se han tenido en cuenta losmismos criterios que con el equipo de 110 kV.

Se dispondrá un pararrayos autovalvular por fase con las siguientescaracterísticas técnicas.


Denominación: BHF5d






Se instalará una autoválvula por fase en cada una de las líneas de salida,montadas sobre los postes de principio de línea.


Para la elección de las autoválvulas de 6 kV se han tenido en cuenta los mismoscriterios que con el equipo de 110 kV.

Se dispondrá un pararrayos autovalvular por fase con las siguientescaracterísticas técnicas.

Memoria Descriptiva

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Denominación: BHF5d

Tensión nominal: 7,5 kV





Se instalará una autoválvula por fase en cada una de las líneas de salida,montadas sobre los postes de principio de línea.



Con objeto de disminuir el coste y el peligro de las altas tensiones dentro de lostableros de control y protección, se dispone de estos dispositivos electromagnéticosque representan, a escalas muy reducidas, las grandes magnitudes de corriente o detensión de los diferentes circuitos de la subestación.

Los transformadores escogidos realizan las funciones de medición y protecciónsimultáneamente. Por este motivo, poseen un circuito con el núcleo de alta precisiónpara los circuitos de medición y uno o dos circuitos más, con sus núcleos adecuados,para los circuitos de protección.

Los transformadores de medida y protección se han escogido según lossiguientes criterios:

- cumplimiento de las normas UNE 21088- máximo grado de precisión y fiabilidad- grado de aislamiento- fácil instalación- economía

1.11.2 – Transformadores de Intensidad

Son aparatos en los que la corriente secundaria, dentro de las condicionesnormales de operación, es prácticamente proporcional a ala corriente primaria, aunqueligeramente desfasada. Desarrollan dos tipos de función: transformar la corriente yaislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de altatensión.

Memoria Descriptiva

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Los transformadores de intensidad se conectan con el primario en serie con elcircuito por controlar y el secundarios en serie con las bobinas de corriente de losaparatos de medición y de protección que requieran ser energizados.

A) Líneas de llegada

Se instalarán tres transformadores de intensidad en cada una de las dos líneas dellegada, uno por fase, de la marca ABB, de las siguientes características:

Tipo: IMBD – 123

Servicio: Exterior

Aislamiento: Aceite – porcelana

Conexión de los secundarios: Estrella

Relación de transformación: 400/5-5 A

Número de núcleos secundarios: 2

Nivel de aislamiento: 123 kV

Potencia de precisión: 40 VA, 40 VA

Grado de precisión: 5P20, 5P20

Sobredimensiona del núcleo: 30%, 30%

Corriente máxima de corta duración (1s): 22 kA

Corriente máxima de choque: 55 kA

B) Líneas a transformadores

B.1) Líneas a transformadores de 30 MVA

Se instalarán tres transformadores de intensidad en cada una de las dos líneas atransformadores de 30 MVA, uno por fase, de la marca ABB, de las siguientescaracterísticas:

Tipo: IMBD – 123

Servicio: Exterior

Memoria Descriptiva

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Relación de transformación: 200/5-5-5 A


Nivel de aislamiento: 123 Kv

Potencia de precisión: 10 VA, 7,5 VA, 15 VA

Grado de precisión: 0.5, 5P20, 5P20

Sobredimensiona del núcleo: 0%, 30%, 50%



B.1) Líneas a transformadores de 7,5 MVA

Se instalarán tres transformadores de intensidad en cada una de las dos líneas atransformadores de 30 MVA, uno por fase, de la marca ABB, de las siguientescaracterísticas:

Tipo: IMBD – 123

Servicio: Exterior





Nivel de aislamiento: 123 Kv

Potencia de precisión: 10 VA, 7,5 VA, 15 VA



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C) Líneas a embarrados

C.1) Transformadores de 750/5 A

Se instalarán en el secundario de los transformadores de potencia, tanto en laslínea a embarrado de 25 kV como al embarrado de 6 kV. Se dispondrán trestransformadores de intensidad por cada línea a embarrado, uno por fase, de la marcaARTECHE, de las siguientes características técnicas:

Tipo: ACH-36; ACH-7,2

Modelo: Soporte

Servicio: Interior

Aislamiento: Resina seca




Nivel de aislamiento: 36 kV; 7,2 kV

Potencia de precisión: 10 VA, 10 VA, 10 VA





C.2) Transformadores de 750/1 A

Se instalarán en el secundario de los transformadores de potencia, tanto en laslínea a embarrado de 25 kV como al embarrado de 6 kV. Se dispondrán tres

Memoria Descriptiva

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transformadores de intensidad por cada línea a embarrado, uno por fase, de la marcaARTECHE, de las siguientes características técnicas:


Modelo: Soporte

Servicio: Interior


Conexión de los secundarios: Paralelo fases homólogas




Potencia de precisión: 2,5 VA; 2,5 VA

Grado de precisión: 5P10, 5P10




D) Salida de líneas

D.1) Transformadores de 200/5

Se instalarán tres transformadores de intensidad por cada línea de salida de 25kV, uno por fase, en el interior de las cabinas de salida de líneas, de la marcaARTECHE, de las siguientes características técnicas:

Tipo: ACH-36

Modelo: Soporte

Servicio: Interior


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Potencia de precisión: 10 VA; 50 VA

Grado de precisión: 0,5; 5P10





Se instalarán tres transformadores de intensidad por cada línea de salida de 6 kV,uno por fase, en el interior de las cabinas de salida de líneas, de la marca ARTECHE,de las siguientes características técnicas:

Tipo: ACH-7,2

Modelo: Soporte

Servicio: Interior





Nivel de aislamiento: 7,2 kV

Potencia de precisión: 10 VA; 50 VA

Grado de precisión: 0,5; 5P10


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Se instalarán tres transformadores de intensidad por cada línea de salida tanto de25 kV como de 6 kV, uno por fase, en el interior de las cabinas de salida de líneas, dela marca ARTECHE, de las siguientes características técnicas:


Modelo: Soporte

Servicio: Interior



Relación de transformación: 750/1 A



Potencia de precisión: 2,5 VA

Grado de precisión: 5P10

Sobredimensiona del núcleo: 30%



E) Neutro del zig-zag

Para la protección contra faltas a tierra en barras, se necesita detectar la corrientecirculatoria en el bobinado zig-zag, lo cual se realiza mediante este transformador enel neutro. Será de la marca ARTECHE, con las siguientes características.

Tipo: ACH-36

Memoria Descriptiva

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Modelo: Soporte

Servicio: Interior






Potencia de precisión: 30 VA

Grado de precisión: 5P10


F) Protección de cuba

Se ha escogido un transformador toroidal con el fin de evitar tensiones decontacto peligrosas ya que si, accidentalmente, se pone la cuba en tensión, eltransformador de intensidad deberá tener un aislamiento propio del lado deltransformador de potencia de alta tensión. Con un transformador toroidal se tienemenor aislamiento, pues no hay contacto eléctrico con la masa del transformador. Eltransformador presenta las siguientes características técnicas.


Modelo: Soporte

Servicio: Interior






Memoria Descriptiva

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Potencia de precisión: 2,5 VA

Grado de precisión: 0,5


Corriente máxima de corta duración (1s): Prácticamente ilimitada

Corriente máxima de choque: Prácticamente ilimitada

1.11.3 – Transformadores de Tensión

Son aparatos en los que la tensión secundaria, dentro de las condicionesnormales de operación, es prácticamente proporcional a la tensión primaria, aunqueligeramente desfasada. Desarrollan dos tipos de función: transformar la tensión yaislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de altatensión.

Los transformadores de tensión se conectan con el primario en serie con elcircuito por controlar y el secundarios en serie con las bobinas de tensión de losaparatos de medición y de protección que requieran ser energizados.

A) Líneas de llegada

Se instalarán tres transformadores de tensión en las líneas de llegada, uno porfase, de la marca ABB, de las siguientes características técnicas.

Tipo: CPDE 123-N-C

Modelo: Capacitivo

Servicio: Exterior

Aislamiento: Aceite-porcelana

Conexión primario/secundario: Estrella/estrella

Tensión nominal primaria: 110/√3 kV

Tensión nominal secundaria: 0,11/√3 kV

Memoria Descriptiva

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Número de núcleos necesarios: 1

Nivel d aislamiento: 123 kV

Potencia de precisión: 140 VA

Grado de precisión: 0,2

B) Líneas a embarrados

Se instalarán tres transformadores de tensión por cada línea a embarrados, unopor fase, de la marca ARTECHE, de las siguientes características técnicas.

Tipo: UCP-36;UCP-7,2

Modelo: Capacitivo

Servicio: Interior



Tensión nominal primaria: 25/√3 kV; 6/√3 kV




Potencia de precisión: 30 VA ; 30 VA

Grado de precisión: 0,2 ; 0,2

C) Embarrados

Se instalarán tres transformadores de tensión por cada embarrado, uno por fase,de la marca ARTECHE, de las siguientes características técnicas.

Memoria Descriptiva

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Tipo: UCP-36;UCP-7,2

Modelo: Capacitivo

Servicio: Interior



Tensión nominal primaria: 25/√3 kV; 6/√3 kV




Potencia de precisión: 300 VA ; 100 VA

Grado de precisión: 1 ; 1

1.12 – Medidas de Seguridad

Se han tenido en cuenta las prescripciones del Reglamento de CentralesEléctricas correspondientes a las distancias de seguridad, vallas de cierre, placas depeligro y demás señalizaciones.

Se han adoptado materiales y dispositivos de protección de tal forma que evitenen lo posible la declaración de incendios y teniendo en cuenta:

- La propagación del incendio a otras partes de la instalación- La posibilidad de propagación el incendio hacia el exterior de la

instalación- La presencia o ausencia del personal de servicios de la instalación- La naturaleza y resistencia al fuego de la estructura y cubierta del

edificio- La disponibilidad de los medios públicos de lucha contra incendios

Memoria Descriptiva

73

A tales efectos, se tienen instalados dispositivos de recogida de aceites en unafosa colectora y equipos de extinción apropiados, con la instalación de extintoresdistribuidos conforme a las indicaciones de las instrucciones MIE – RAT 14 y 15.

Se prohibirá el almacenamiento de materiales en locales y recintos quealberguen instalaciones eléctricas.

Estarán a disposición del operador todos los elementos y dispositivos demaniobra, cuidando su perfecto uso y mantenimiento; medida ésta que se llevaráacabo periódicamente.

Se colocarán placas con instrucciones sobre los primeros auxilios que debenprestarse a los accidentado por contacto con elementos en tensión, disponiéndose delos elementos indispensables para practicar los primeros auxilios en caso deaccidente, tales como botiquín de urgencias, camilla, mantas ignifugas e instruccionespara su uso.

Memoria Descriptiva

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Bibliografía Básica

INSTALACIONES ELÉCTRICAS EN MEDIA Y BAJA TENSIÓN

José García Trasanos. Ed. Paranimfo

LÍNEAS DE TRANSPORTE DE ENERGÍA

Luis María Checa. Ed. Marcombo

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y REDES DE DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA

ELÉCTRICA

Gilberto Enríquez Harper. Ed. Limusa

INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Günter G. Seip.- SIEMENS-

LÍNEAS ELÉCTRICAS

Lluis Massagués i Vidal / Lluis Guasch i Pesquer

CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO EN REDES TRIFÁSICAS

Richard Roeper –SIEMENS-

TECNOLOGÍA ELECTRICIDAD 5 – INSTALACIONES Y LÍNEAS -

Ed. Edebé

PROYECTOS PARA EL DESARROLLO DE INSTALACIONES

ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN

José Luis Sanz Serrano / José Carlos Toledano Gasca. Ed. Paraninfo

TRANSFORMADORES – CONVERTIDORES

Enciclopedia CEAC de electricidad Ed. CEAC

Memoria Descriptiva

75

DISEÑO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

José Raúll Martínez Ed. Mc Graw Hill

PROTECCIÓN EN LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Paulino Montané Ed. Marcombo

CENTRALES ELÉCTRICAS I, II, III

J. M. Orille Ed. UPC

Hospitalet de l’Infant, 24 de Mayo de 2002

Oscar Leal García


2. MEMORIA DE CÁLCULO


Junio / 2002.

Memoria de Cálculo

MEMORIA DE CÁLCULO

2.1 – Cálculo de las Corrientes de Cortocircuito

2.1.1 – Introducción2.1.2 – Esquema Unifilar Simplificado2.1.3 – Esquema Equivalente de la Red e Impedancias2.1.4 – Cálculo de Impedancias2.1.5 – Esquema de Impedancias por Unidad2.1.6 – Cálculo de la Corriente Permanente de Cortocircuito (Icc)2.1.7 – Cálculo de la Corriente Máxima Asimétrica de Cortocircuito (Is).2.1.8 – Capacidad de Ruptura y de Conexión

2.2 – Efectos de la Corriente de Cortocircuito

2.2.1 – Efectos Dinámicos de las Corrientes de Cortocircuito2.2.2 – Efectos Térmicos de las Corrientes de Cortocircuito

2.3 – Cálculo de Conductores

2.3.1 – Densidad de Corriente

2.3.1.1 – Justificación2.3.1.2 – Cálculo de las Intensidades Nominales (In)2.3.1.3 – Conductores Elegidos2.3.1.4 – Densidades de Corriente

2.3.2 – Cálculo Mecánico de Conductores

2.3.2.1 – Prescripciones Reglamentarias2.3.2.2 – Embarrado de 110 kV2.3.2.3 – Líneas a transformadores 110 / 25 kV2.3.2.4 – Líneas a transformadores 110 / 6 kV2.3.2.5 – Tabla Resumen del Cálculo Mecánico

2.3.3 – Niveles de Aislamiento

2.3.3.1 – Generalidades2.3.3.2 – Niveles de Aislamiento para la Instalación

2.3.4 – Distancias de Seguridad

2.3.4.1 – Prescripciones Reglamentarias2.3.4.2 – Distancias Mínimas según los Niveles de Aislamiento

Memoria de Cálculo

2.3.4.3 – Altura de los Conductores de 110 kV al Terreno2.3.4.4 – Distancia Mínima entre los Conductores de 110 kV2.3.4.5 – Distancia Mínima entre los Conductores y Masa2.3.4.6 – Distancias Finales Adoptadas

2.3.5 – Efecto Corona

2.3.5.1 – Prescripciones Técnicas2.3.5.2 – Cálculo de Pérdidas por Efecto Corona

2.3.5.2.1 – Embarrado de 110 kV2.3.5.2.2 – Líneas a transformadores de 110/25 kV2.3.5.2.3 – Líneas a transformadores de 110/6 kV

2.4 – Cadena de Aisladores

2.4.1 – Prescripciones Técnicas2.4.2 – Aisladores para 110 kV

2.4.2.1 – Cálculo Eléctrico de Aisladores2.4.2.2 – Cálculo Mecánico de Aisladores

2.4.2.2.1 – Embarrado de 110 kV2.4.2.2.2 – Líneas a transformadores de 110/25 kV2.4.2.2.3 – Líneas a transformadores de 110/6 kV

2.5 – Instalación de Puesta a Tierra

2.5.1 – Prescripciones Generales2.5.2 – Datos de Partida2.5.3 – Resistencia de la malla2.5.4 – Intensidad de Defecto2.5.5 – Comprobación de la Sección2.5.6 – Tensión de Paso y de Malla Aplicadas2.5.7 – Tensión de Máxima Aplicable al Cuerpo Humano


2.6.1 – Generalidades2.6.2 – Transformadores de Intensidad

2.6.2.1 – Líneas de Llegada2.6.2.2 – Líneas a Transformadores de 110/25 kV2.6.2.3 – Líneas a Transformadores de 110/6 kV2.6.2.4 – Líneas a Embarrado de 25 kV2.6.2.5 – Líneas a Embarrado de 6 kV2.6.2.6 – Salida de Líneas a 25 kV

Memoria de Cálculo

2.6.2.7 – Salida de Líneas a 6 kV2.6.2.8 – Transformador de Intensidad en el Neutro del Zig-Zag2.6.2.9 – Transformador para la Protección de Cuba


2.6.3.1 – Líneas de Llegada2.6.3.2 – Líneas a Embarrado de 25 kV2.6.3.3 – Líneas a Embarrado de 6 kV2.6.3.4 – Embarrado de 25 kV2.6.3.5 – Embarrado de 6 kV


2.7.1 – Justificación2.7.2 – Cálculo de la Potencia Reactiva a Instalar

2.8 – Pararrayos

2.8.1 – Generalidades2.8.2 – Pararrayos de 110 kV2.8.3 – Pararrayos de 25 kV2.8.4 – Pararrayos de 6 kV

Memoria de Cálculo

1

2.1 – Cálculo de las Corrientes de Cortocircuito

2.1.1 – Introducción

Al dimensionar y seleccionar aparatos, componentes e instalaciones eléctricasdeben tenerse en cuenta, de acuerdo con las determinaciones VDE, no solo las cargaspermanentes debidas a la corriente y a la tensión de servicio, sino también lassobrecargas causadas por los cortocircuitos. Las corrientes de cortocircuito son engeneral varias veces mayores que las nominales, por ello provocan sobrecargasdinámicas y térmicas elevadas. Las corrientes de cortocircuito que circulen por tierrapueden ser también la causa de tensiones de contacto y de interferencias inadmisibles.Los cortocircuitos pueden provocar la destrucción de aparatos y componentes ocausar daños a personas, si al proyectar no se tienen en cuenta las corrientes máximasde cortocircuito. También deben determinarse las corrientes mínimas de cortocircuito,pues resultan importantes para dimensionar y seleccionar los dispositivos deprotección de la red.

Los diferentes tipos de cortocircuitos que se pueden dar en la red son:

• Cortocircuito tripolar• Cortocircuito bipolar sin contacto a tierra• Cortocircuito bipolar con contacto a tierra• Cortocircuito unipolar a tierra• Doble contacto a tierra

De todos ellos, el cortocircuito trifásico se considera generalmente como el quegenera los valores máximos de intensidad. En el caso de cortocircuito bipolar sincontacto a tierra, la corriente no supera un valor de 0,5√3 veces la corriente delcortocircuito trifásico, si bien, en función del tratamiento del neutro y de laproximidad del cortocircuito a los elementos productores de corrientes decortocircuito, la corriente debida al cortocircuito bipolar con contacto a tierra yunipolar a tierra puede llegar a ser mayor que la del cortocircuito trifásico. En esteproyecto, bastará calcular la corriente correspondiente al cortocircuito trifásico paraun correcto dimensionado y una correcta selección de los aparatos y componentes.

Para realizar el cálculo de las corrientes de cortocircuito se seguirán lasdirectrices VDE 0102, partes 1/11.71 y 2/11.75.

Existiendo dos métodos para llevar a cabo el cálculo, siendo uno, el cálculo porimpedancias absolutas y, el otro, el cálculo por impedancias adimensionales o porunidad, se ha escogido el cálculo por unidad para el presente proyecto.

El método por unidad simplifica el cálculo cuando se tienen dos o más nivelesde tensión e interesa valores eficaces. Además presenta otras ventajas:

Memoria de Cálculo

2

• Los fabricantes especifican las impedancias en tanto por ciento de losvalores nominales que figuran en las placas de características.• Las impedancias por unidad del mismo tipo de aparatos tienen valoresmuy próximos, aunque sus valores en ohmios sean muy diferentes. Si noconocemos la impedancia de un aparato, es posible seleccionarla a partir dedatos tabulados que proporcionan valores razonablemente correctos.• La impedancia por unidad de un transformador es igual en el primarioque en el secundario y no depende del tipo de conexión de susarrollamientos.

Para seguir el método por unidad es preciso establecer dos valores arbitrarios,estos condicionan a todos los demás. Normalmente los valores base escogidos son:

A[MVA] potencia para todo el circuitoB[kV] para un nivel de tensión

Para un nivel de tensión distinto, el valor de la tensión base ha de sermultiplicado por la relación de transformación del transformador que separa ambosniveles.

En el cálculo de las corrientes de cortocircuito es necesario conocer lasvariaciones temporales desde que se produce el cortocircuito hasta que se alcanza lacorriente permanente de cortocircuito. Como en la práctica se corta lo másrápidamente posible la corriente de cortocircuito mediante interruptores automáticos uotros aparatos, el conocimiento de las variaciones temporales de las corrientes decortocircuito sólo es necesario para seleccionar y dimensionar los aparatos y loscomponentes en algunos casos concretos.

El primer valor a conocer es (I”k).I”k : es el valor eficaz de la corriente simétrica de cortocircuito en el instante en

que se produce el cortocircuito. A partir de este valor se determinan las siguientescorrientes.

Is : corriente máxima asimétrica de cortocircuito, es el máximo valorinstantáneo de la corriente, que se presenta después de producirse el cortocircuito.También se conoce como valor de cresta o corriente de choque. Con este valor sepodrán conocer los esfuerzos electrodinámicos.

Icc : corriente permanente de cortocircuito, es el valor eficaz de la corrientesimétrica de cortocircuito, que perdura una vez terminados todos los fenómenostransitorios. Permite determinar los esfuerzos térmicos sobre máquinas y aparatos.

Ia : corriente simétrica de corte, es el valor eficaz de la corriente simétrica decortocircuito que circula por un interruptor en el instante en que se inicia laseparación de los contactos. Permite determinar las características de funcionamientode los aparatos de corte.

En este proyecto se llevarán a cálculo los cortocircuitos tripolares, siendo estos,cortocircuitos alejados del generador. Por ello hay que tener en cuenta, según VDE0102 que los valores de la corriente permanente de cortocircuito (Icc) y de la corriente

Memoria de Cálculo

3

simétrica de corte (Ia) coinciden con el valor de la corriente inicial simétrica decortocircuito (I”k).

2.1.2 – Esquema Unifilar Simplificado

En el siguiente esquema se muestran, únicamente, los diferentes niveles detensión, así como la situación de los transformadores de potencia y las diferentessalidas de la subestación, para poder realizar el cálculo de las corrientes decortocircuito.

SERVICIOS AUXILIARES

HOSPITALETBATERÍA DE CONDENSADORES

URBANIZACIONES MIAMI

POLÍGONO INDUSTRIAL

PLANTA DEPURADORA

ESTACIÓN DE BOMBEO

SERVICIOS AUXILIARES RESERVA

RED DE 110 kVScc=750 MVA

TR-SA1 25/0,380kV 4% 160 kVA

TR-SA2 6/0,380kV 3,15% 25 kVA

TR-4 110/6kV 9,89% 7,5 MVA

TR-3 110/6kV 9,89% 7,5 MVA

TR-2 110/25kV 9,428% 30 MVA

TR-1 110/25kV 9,428% 30 MVA

Figura 1. Esquema unifilar simplificado

Memoria de Cálculo

4

2.1.3 – Esquema Equivalente de la Red e Impedancias

Para extraer el esquema equivalente basta con sustituir la red por un generadorcon una determinada impedancia, que se calculará más adelante, y cada transformadorpor su respectiva impedancia que viene especificada en su placa de características.Las impedancias correspondientes a conductores y aparamenta son despreciables y noserán incluidas en los esquemas ni cálculos. La presencia de motores asíncronos en elcircuito influye en el cálculo del valor de la corriente máxima de cortocircuito,teniendo en cuenta los valores de las reactancias subtransitorias de estos motores. Eneste proyecto, dado que la potencia unitaria de cada motor es muy inferior a la de lostransformadores de alimentación y que, generalmente, estos motores permanecenfuera de servicio (las probabilidades de que coincidan con un cortocircuito sonremotas), a la hora del cálculo no serán considerados, evitando cálculos complejos yobteniendo resultados con un error ínfimo.

El esquema equivalente queda reflejado en la figura 2. En la figura también sonseñalizados los posibles puntos eléctricos donde pueden darse diferentescortocircuitos.

ZT1

BATERÍA DE CONDENSADORES

HOSPITALET URBANIZACIONES MIAMI


SERVICIOS AUXILIARES RESERVA

PLANTA DEPURADORA

ESTACIÓN DE BOMBEO

POLÍGONO INDUSTRIAL

ZT2 ZT4ZT3

ZTS1 ZTS2

ZR

Figura 2. Esquema equivalente de impedancias

Memoria de Cálculo

5

2.1.4 – Cálculo de Impedancias

Para realizar el cálculo de las impedancias adaptadas al método por unidad hayque fijar, en primer lugar, unos valores base arbitrarios. Estos valores determinaránpara cada elemento su intensidad por unidad.

Se toman como valores base:• SB = 30 MVA• UB = 110 kV para las barras de 110 kV

La tabla 1 refleja los valores por unidad partiendo de una potencia base igualpara todo el sistema de la subestación.

SB (MVA) 30 30 30 30

UB (kV) 110 25 6 0.380

IB (A) 157 693 2887 45580

Tabla 1. Valores base

Observaciones de la tabla:

SB = potencia aparente base en MVA para todo el sistema, valor arbitrario.UB = tensión base para cada nivel de tensión en kV, se obtiene multiplicandopor la relación de transformación que separa dos niveles de tensión.IB = intensidad por unidad en A para cada nivel de tensión, se obtiene de laecuación:

Los valores en tanto por ciento que presentan los transformadores hacenreferencia a su tensión de cortocircuito (Ucc), con lo que es la composición de susvalores resistivos y reactivos, pero está demostrado que el valor reactivo decortocircuito (Xcc) es prácticamente igual al valor total de la impedancia decortocircuito (Zcc), por lo que el error que se comete omitiendo la resistencia esmínimo y no influye en los resultados finales.

Zcc ≈ XccCon los resultados de los valores base para cada nivel de tensión ya se puede

proceder al cálculo de las impedancias por unidad referidas a la potencia base, que eneste caso es 30 MVA. La ecuación genérica para dicho cálculo es:

3U

S1000I = (1)

N

B

S

S

100

Zcc)pu(Z =

(2)

Memoria de Cálculo

6

Donde:Zcc es la impedancia de cortocircuito en tanto por ciento.SB es la potencia base.Sn es la potencia nominal de la máquina eléctrica.

La impedancia equivalente de la red se obtiene de la siguiente forma:

ZR = Zcc / ZB = (U2/Scc)/(U2/SB) = SB / Scc

Donde:SB es la potencia base.Scc es la potencia de cortocircuito de la red.

Los resultados quedan reflejados en la tabla 2.

COMPONENTE CARACTERÍSTICAS

IMPEDANCIAS POR

UNIDAD REFERIDAS A

SB = 30 MVA

RED Scc = 750 MVA ZR = 0.04 pu

TR1 – TR2 Sn = 30 MVAZcc = 9.428 % ZT1 = ZT2 = 0.09428 pu

TR3 – TR4Sn = 7.5 MVAZcc = 9.98 % ZT3 = ZT4 = 0.3956 pu

TS1Sn = 0.16 MVA

Zcc = 4 % ZTS1 = 7.5 pu

TS2 Sn = 0.025 MVAZcc = 3.15 % ZTS2 = 37.8 pu

Tabla 2. Impedancias por unidad del sistema

Scc

SZ B

R =(3)

Memoria de Cálculo

7

2.1.5 – Esquema de Impedancias por Unidad

Los valores de las impedancias permiten construir el esquema unifilar definitivo,a partir del cual, obtendremos las corrientes de cortocircuito. El esquema se hareducido al mínimo por comodidad. Para ello se han omitido los circuitos de salida yse ha calculado la disposición en paralelo de los transformadores de 110/25 kV y de110/6 kV, que al ser iguales, respectivamente, la impedancia global es la mitad de lade cada uno de los transformadores. Teniendo en cuenta estos detalles, el esquemaqueda como muestra la figura 3.

ZR=0.04

ZT1//ZT2=0.04714 ZTS1=7.5

ZT3//ZT4=0.1978 ZTS2=37.8

Figura 3. Esquema de impedancias por unidad.

Con la figura 3 se calculan las impedancias equivalentes para cada uno de lospuntos de cortocircuito. El cálculo consiste en sumar las impedancias del circuitoserie partiendo del generador y finalizando en el punto de cortocircuito.

PUNTO DECORTOCIRCUITO

IMPEDANCIAEQUIVALENTE

A zeqA = 0.04 pu

B zeqB = 0.0871 pu

C zeqC = 0.2378 pu

D zeqD = 7.5871 pu

E zeqE = 38.037 pu

Tabla 3. Impedancias equivalentes

Memoria de Cálculo

8

2.1.6 – Cálculo de la Corriente Permanente de Cortocircuito (Icc)

Como ya se ha citado anteriormente la corriente permanente de cortocircuito(Icc) será igual a la corriente inicial simétrica (I”k) y a la corriente simétrica de corte(Ia).

Icc = I”k = Ia

En el cálculo se utiliza la ecuación de la Ley de Ohm aplicando los valores decortocircuito por unidad.

icc = u / zeq (4)

Siendo u = 1, al ser cálculo por unidad, y zeq el valor calculado en la tabla 3 paracada punto.

A continuación, los valores resultantes se multiplican por el valor base deintensidad, según sea el nivel de tensión (ver tabla 1), obteniendo el valor absoluto dela intensidad permanente de cortocircuito en cada punto (tabla 4).

Icc = icc · IB (5)

PUNTO DECC.

Impedanciaequivalente (pu)

Intensidadde cortoc.

(pu)

Intensidadbase (A)

INTENSIDAD

PERMANENTE

DE CC. (A)

A zeqA = 0.04 iccA = 25 IB = 157 IccA = 3925

B zeqB = 0.0871 iccB = 11.5 IB = 693 IccB = 7969

C zeqC = 0.2378 iccC = 4.2 IB = 2887 IccC = 12125

D zeqD = 7.5871 iccD = 0.13 IB = 45580 IccD = 5925

E zeqE =38.037 iccE = 0.026 IB = 45580 IccE = 1185

Tabla 4. Corrientes permanentes de cortocircuito

Memoria de Cálculo

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2.1.7 – Cálculo de la Corriente Máxima Asimétrica de Cortocircuito (Is).

También llamada Corriente de Choque, es el máximo valor posible y su valorviene dado por la ecuación:

x es un factor que depende de la relación entre la resistencia efectiva y lareactancia de la impedancia de cortocircuito. Como el valor resistivo es desconocido,se toma x = 1.8, que es un valor aceptado para estos casos.

Así, siguiendo la ecuación (6), tomando como valor x = 1.8, la corriente dechoque de cada posible punto de cortocircuito tendrá el valor que muestra la tabla 5.

PUNTO DECORTOCIRCUITO

CORRIENTEPERMANENTE DE CC.

(A)

CORRIENTE MÁXIMAASIMÉTRICA DE CC.

(A)

A IccA = 3925 IsA = 10008

B IccB = 7969 IsB = 20321

C IccC = 12125 IsC = 30919

D IccD = 5925 IsD = 15109

E IccE = 1185 IsE = 3022

Tabla 5. Corrientes máximas asimétricas de cortocircuito o de choque

IccxIs 2= (6)

Memoria de Cálculo

10

2.1.8 – Capacidad de Ruptura y de Conexión

Para la elección de los interruptores son fundamentales dos variables:

• Capacidad de ruptura (o poder de desconexión). Viene definidapor la corriente simétrica de corte (Ia). Se expresa en MVA.

• Capacidad de conexión (o poder de conexión): está definida por lacorriente máxima asimétrica de cortocircuito (Is). Se expresa enMVA.

Tabla 6. Potencias de ruptura y conexión

PUNTOELÉCTRICO

CORRIENTESIMÉTRICADE CORTE

(A)

POTENCIADE

RUPTURA(MVA)

CORRIENTEDE CHOQUE

(A)

POTENCIADE

CONEXIÓN(MVA)

A IaA = 3925 SrA = 750 IsA = 10008 ScA = 1906

B IaB = 7969 SrB = 345 IsB = 20321 ScB = 80

C IaC = 12125 Src = 126 IsC = 30919 ScC = 321

D IaD = 5925 SrD = 4 IsD = 15109 ScD = 10

E IaE = 1185 SrE = 0.78 IsE = 3022 ScE = 2

IaUnSr ××= 3 (7)

IsUnSc ××= 3 (8)

Memoria de Cálculo

11

2.2 – Efectos de la Corriente de Cortocircuito

Los cálculos del presente apartado se aplican a los conductores principales de lainstalación de forma que se establezcan límites fiables para que la explotación de lamisma no sufra perturbaciones anormales.

2.2.1 – Efectos Dinámicos de las Corrientes de Cortocircuito

Las corrientes de cortocircuito provocan esfuerzos electrodinámicos enconductores, aisladores y demás elementos recorridos por dichas corrientes. Poresto, es necesario comprobar que no provocarán desperfectos.

Según la ley de Biot y Savart, el campo creado en un punto que se encuentra auna distancia de un hilo conductor cuando circula una corriente, viene dado por lafórmula:

Donde:

B = campo magnético en T.µ0 = 4π·10-7en H/m, constante física universal de la permeabilidad del vacío.I = intensidad que recorre el conductor en A.d = distancia del punto a estudiar al conductor en m.

La fuerza por unidad de longitud que este campo (B) ejerce sobre un conductores:

F = B·I (10)

Los valores de fuerza más desfavorables se dan cuando se produce elcortocircuito bipolar.

Sustituyendo la fórmula (9) en la (10), se deduce que el esfuerzo máximo vale:

Fmax = esfuerzo máximo en N/mIS = intensidad de choque de cortocircuito bipolar en kA.Las distancias entre conductores quedan fijadas en el apartado 2.3.4.6 de este

documento.

dI

2B 0 ⋅

πµ

= (9)

d

I2,0

d

I

2F

2S

2S0

max ⋅=⋅π

µ= (11)

Memoria de Cálculo

12

Según las normas VDE 0103, Is se puede sustituir por 0,93·Is en cortocircuitotrifásico. El factor 0,93 considera el máximo esfuerzo que puede experimentar elconductor medio en una configuración de un plano.

Fmax = esfuerzo máximo en kg/mIs = corriente de choque trifásica en kAd = distancia entre conductores en m

• Embarrado de 110 kV

- Esfuerzo máximo de cortocircuito:

Is = 10 kA

d =2,5 m

- Esfuerzo total:

Peso propio = 0,975 kg/mFmax = 0,70 kg/m

- Momento flector máximo:

l = 12 m

- Momento resistente:

Conductor de sección circular con diámetro de 2,18 cm

d

)I93,0(1004,2F

2S2

max

⋅⋅⋅= − (12)

m/kg 70,05,2

)1093,0(1004,2F

22

max =⋅

⋅⋅= −

kg/m 2,170,0975,0FPE 222max

2T =+=+=

mkg 4,1412

122,112

lEM

22T ⋅=

⋅=

⋅=

233

cm 02,132

18,232

dw =

⋅π=

⋅π=

Memoria de Cálculo

13

- Coeficiente de trabajo a flexión:

σmax para cable HALCÓN es 3137 kg/cm2

- Esfuerzo sobre aisladores:

Fa = ET ·l = 1,2 · 12 = 14,4 kg

• Líneas a transformadores de 110/25 kV


Is = 10 kA

d =2,5 m

- Esfuerzo total:



l = 15 m



max2kg/cm 1411

02,11440

wM

σ≤===σ

m/kg 70,05,2

)1093,0(1004,2F

22

max =⋅

⋅⋅= −

kg/m 08,170,0823,0FPE 222max

2T =+=+=

mkg 25,2012

1508,112

lEM

22T ⋅=

⋅=

⋅=

233

cm 63,032

856,1

32

dw =

⋅π=

⋅π=

Memoria de Cálculo

14


σmax para cable PIRELLI es 3341 kg/cm2


Fa = ET ·l = 1,08 · 15 = 16,2 kg



Is = 10 kA

d =2,5 m

- Esfuerzo total:



l = 15 m



max2kg/cm 3214

63,02025

wM

σ≤===σ

m/kg 70,05,2

)1093,0(1004,2F

22

max =⋅

⋅⋅= −

kg/m 97,070,0676,0FPE 222max

2T =+=+=

mkg 2,1812

1597,012

lEM

22T ⋅=

⋅=

⋅=

233

cm 53,032

75,1

32

dw =

⋅π=

⋅π=

Memoria de Cálculo

15


σmax para cable LA-180 es 3650 kg/cm2


Fa = ET ·l = 0,97 · 15 = 14,55 kg

2.2.2 – Efectos Térmicos de las Corrientes de Cortocircuito

A causa de las corrientes de cortocircuito, los aparatos y conductoresexperimentan un esfuerzo térmico adicional que depende, esencialmente, delcuadrado de la intensidad y de la duración del cortocircuito. Por tanto, debecomprobarse si el calentamiento sufrido por las distintas partes de la instalación estádentro de los límites establecidos para cada una de dichas partes.

Como base para la determinación del calentamiento, se toma el valor de lacorriente permanente de cortocircuito Icc y el tiempo t desde la iniciación delcortocircuito hasta la desconexión de los interruptores correspondientes.

Es preciso tener en cuenta, también, la corriente máxima de cortocircuito ocorriente de choque Is, que en muchas ocasiones provoca un calentamiento superior alproducido por la corriente permanente de cortocircuito. Por ello, se introduce untiempo adicional ∆t, cuyo valor es:

∆t = (Icc/Is)2·T (13)

T = factor de tiempo de las máquinas, en segundosPara cortocircuito tripolar T = 0,3 a 0,15

Para simplificar los cálculos, se admiten estas condiciones previas:

1- Se puede despreciar la cesión de calor de las barras al ambiente en que estánsituados los conductores, dado el breve tiempo del cortocircuito.

2- El calor específico del material permanece constante, a pesar de la crecientetemperatura que toma dicho material.

max2kg/cm 3434

53,01820

wM

σ≤===σ

Memoria de Cálculo

16

Teniendo en cuenta estas condiciones, el calentamiento es:

θ = calentamiento en ºCs =sección del conductor en mm2

k =constante del materialk = 0,0058 para el cobrek = 0,0135 para el aluminio

Icc =corriente permanente de cortocircuito en At =tiempo desde la iniciación del cortocircuito hasta la desconexión delinterruptor, es segundos.∆t =tiempo adicional para tener en cuenta la corriente choque, en segundos.

• Embarrado de 110 kV

El tiempo adicional con el que se tiene en cuenta la corriente de choque es:

Corriente permanente de cortocircuito Icc = 3925 ACorriente de choque Is = 10008 AFactor de tiempo T = 0,22 s

El calentamiento que se producirá en el cable será:

Constante del material k = 0,0135 para el aluminioSección del cable s = 281,1 mm2

Corriente permanente de cortocircuito Icc = 3925 ATiempo hasta la desconexión del interruptor t = 0,5 s

La temperatura máxima para el aluminio es 180 ºC

5 ºC < 180 ºC

( )ttIs

k 2cc2

∆+⋅⋅=θ (14)

s 43,122,03925

10008T

IccIs

t22

=⋅

=⋅

=∆

( ) ( ) Cº 543,15,039251,281

0135,0ttI

s

k 22

2cc2

=+⋅⋅=∆+⋅⋅=θ

Memoria de Cálculo

17








9 ºC < 180 ºC





s 43,122,03925

10008T

IccIs

t22

=⋅

=⋅

=∆

( ) ( ) Cº 943,15,039256,205

0135,0ttI

s

k 22

2cc2

=+⋅⋅=∆+⋅⋅=θ

s 43,122,03925

10008T

IccIs

t22

=⋅

=⋅

=∆

Memoria de Cálculo

18




12 ºC < 180 ºC

• Líneas a embarrado de 25 kV




Constante del material k = 0,0135 para el aluminioSección del cable s = 500 mm2


La temperatura máxima para el cobre es 200 ºC

7 ºC < 200 ºC

( ) ( ) Cº 1243,15,039256,181

0135,0ttI

s

k 22

2cc2

=+⋅⋅=∆+⋅⋅=θ

( ) ( ) Cº 743,15,07969500

0135,0ttI

s

k 22

2cc2

=+⋅⋅=∆+⋅⋅=θ

s 43,122,0796920321

TIccIs

t22

=⋅

=⋅

=∆

Memoria de Cálculo

19





Constante del material k = 0,0135 para el aluminioSección del cable s = 500 mm2


La temperatura máxima para el cobre es 200 ºC

15 ºC < 200 ºC

( ) ( ) Cº 1543,15,012125500

0135,0ttI

s

k 22

2cc2

=+⋅⋅=∆+⋅⋅=θ

s 43,122,01212530919

TIccIs

t22

=⋅

=⋅

=∆

Memoria de Cálculo

20

2.3 – Cálculo de Conductores

Los cálculos del presente apartado se aplican a los conductores principales de lainstalación de forma que se establezcan límites fiables para que la explotación de lamisma no sufra perturbaciones anormales.

2.3.1 – Densidad de Corriente

2.3.1.1 – Justificación

La densidad de corriente es el primer factor importante para determinar elconductor apropiado de las instalaciones. Viene definida por la ecuación.

Donde:

In = intensidad nominal en A.s = sección del conductor en mm2.

Las densidades máximas de corriente en los conductores no pueden sobrepasarlos valores que fija el Reglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión. Estos valores seencuentran en el Capítulo Quinto, Art. 22 según la siguiente tabla.

. DENSIDAD DE CORRIENTE A/mm2

Sección nominalmm2 Cobre Aluminio

Aleación dealuminio

10152535507095

125160200250300400500600

8,757,606,355,755,104,504,053,703,403,202,902,752,502,302,10

-6,005,004,554,003,553,202,902,702,502,302,151,951,801,65

-5,604,654,253,703,303,002,702,502,302,152,001,801,701,55

Tabla 7. Secciones y densidades de corriente.

s

In=δ (15)

Memoria de Cálculo

21

En el caso de realizarse en el proyecto el estudio de la temperatura alcanzada porlos conductores, teniendo en cuenta las condiciones climatológicas y de la carga de lalínea, podrán admitirse valores diferentes.

Los valores de la tabla anterior se refieren a materiales de las resistividadesseñaladas en la tabla del apartado 2 del artículo 8 del citado reglamento.

2.3.1.2 – Cálculo de las Intensidades Nominales (In)

Para el cálculo de las intensidades nominales (In) se utiliza la ecuación:

Donde:Sn = potencia aparente en VA.Un = tensión nominal en V.

CIRCUITOTENSIÓN NOMINAL

(kV)POT. APARENTE

(MVA)In(A)

Embarrado de 110 kV 110 75 394

Líneas atransformadores de

110 / 25 kV110 30 158


110 / 6 kV110 7.5 40

Línea a embarradode 25 kV 25 30 693

Línea a embarradode 6 kV 6 7.5 722

Tabla 8. Corrientes nominales.

Un3

SnIn = (16)

Memoria de Cálculo

22

2.3.1.3 – Conductores Elegidos

Los conductores elegidos para las líneas exteriores aéreas, sometidos a unatensión de 110 kV, son conductores desnudos de aluminio-acero, material másutilizado para estas circunstancias. Por otro lado están los conductores que van de lostransformadores a las celdas de 25 y 6 kV. Estos conductores son conducidosmediante canalización subterránea en zanja. Son cables debidamente aislados y conconductor de cobre.

Las características técnicas de estos conductores quedan reflejadas acontinuación, según la zona de la subestación que ocupan.

• Embarrado 110 kV


Material: Aluminio-acero

Denominación: PIRELLI

Diámetro: 18,56 mm

Sección: 205,6 mm2

Hilos: 30+7



Peso: 823 kg/km


Denominación: HALCÓN

Diámetro: 21,8 mm

Sección: 281,1 mm2

Hilos: 26+7



Peso: 975 kg/km




Memoria de Cálculo

23






Denominación: LA – 180

Diámetro: 17,5 mm

Sección: 181,6 mm2

Hilos: 30+7

Diámetro hilos: 2,5 mm


Peso: 676 kg/km





Material: Cobre

Denominación: EPROTENAX H VEMEX

Diámetro exterior: 46,1 mm

Sección: 500 mm2

Peso: 6050 kg/km

Aislamiento: Etileno-propileno (EPR)

Flexibilidad: Clase 2 según IEC 228; UNE 21022

Memoria de Cálculo

24


2.3.1.4 – Densidades de Corriente

Por último, se comprueba que los conductores elegidos cumplen con lasdensidades de corriente que establece el Reglamento de Líneas Aéreas de AltaTensión. Para ello se utiliza la ecuación (15).

CIRCUITO In (A) Sección total (mm2) δδ (A/mm2)

Embarrado de 110 kV 394 281.1 1.40


110 / 25 kV158 205.6 0.76


110 / 6 kV40 181,6 0,22

Línea a embarradode 25 kV 693 500 1.38

Línea a embarradode 6 kV 722 500 1.44

Tabla 9. Densidades de corriente resultantes.

Pese a que las secciones de los conductores no las podemos encontrardirectamente en la Tabla 7, es fácil comprobar por reducción a lo absurdo que

Material: Cobre

Denominación: EPROTENAX H VEMEX

Diámetro exterior: 51,3 mm

Sección: 500 mm2

Peso: 6550 kg/km

Aislamiento: Etileno-propileno (EPR)

Flexibilidad: Clase 2 según IEC 228; UNE 21022

Memoria de Cálculo

25

cumplen con la normativa vigente. Es evidente que, por ejemplo, si una sección de250 mm2 debe tener δ < 2.3 y una de 300 mm2 una δ < 2.15, una sección de281.1mm2 con δ = 1.40, cumple con el Reglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión.Esto es comprobable con todos los conductores elegidos.

2.3.2 – Cálculo Mecánico de Conductores

2.3.2.1 – Prescripciones Reglamentarias

Según el Reglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión, en su capítulo sexto Art.27 acerca del cálculo mecánico de conductores, para una instalación situada en zonaA, según la propia clasificación del mismo reglamento en el Art. 17, se determinará:

• Tracción máxima admisible.-

La tracción máxima de los conductores y cables de tierra no resultará superior asu carga de rotura, dividida por 2,5 si se trata de cables, o dividida por 3 si se trata dealambres, considerándoles sometidos a la hipótesis de sobrecarga siguiente en funciónde las zonas de sobrecarga definidas en el artículo 17.

En zona A: Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga deviento según el artículo 16 a la temperatura de -5º.C.

• Comprobación de fenómenos vibratorios.

En el caso de que en la zona atravesada por la línea sea de temer la apariciónde vibraciones en los conductores y cables de tierra, se deberá comprobar el estadotensional de los mismos a estos efectos.

• Flechas máximas de los conductores y cables de tierra.

De acuerdo con la clasificación de las zonas de sobrecarga definidas en elartículo 17 se determinará la flecha máxima de los conductores y cables de tierra enlas hipótesis siguientes:

En zonas A:

a) Hipótesis de viento. Sometidos a la acción de su peso propio y a unasobrecarga de viento según el artículo 16 a la temperatura de +15º.C.b) Hipótesis de temperatura. Sometidos a la acción de su peso propio, a latemperatura máxima previsible teniendo en cuenta las condicionesclimatológicas y de servicio de la línea. Esta temperatura no será en ningúncaso inferior a más de 50º.C.

El estudio del cálculo mecánico se realiza según los parámetros de losconductores elegidos para la instalación.

Memoria de Cálculo

26

2.3.2.2 – Embarrado de 110 kV

• Tracción máxima admisible

Según RAT Art. 27, la tracción máxima de los conductores no resultarásuperior a su carga de rotura, dividida por 2,5 si se trata de cables.

Esta tracción máxima se da en unas condiciones de –5ºC y a sobrecarga deviento según Art.16 del RAT. Para estas condiciones la flecha será:

Donde:

a = luz horizontal del vano (m)ω = peso por unidad de superficie (kg/mm2)m = coeficiente de sobrecargat = tracción por unidad de superficie (kg/mm2)

a = 12 m

siendo: pT = carga totalp =peso propio del conductor = 0.975 kg/m

pv = sobrecarga de viento(kg/m)

p’v = presión de viento.

Según Art. 16 RAT, para d > 16 mm, p’v = 50 kg/m2

kg 35285.2

8820

5.2

CrT1 ===

1

12

1 t8

maf

⋅ω⋅= (17)

211 kg/mm 55.12

1.281

3528

s

Tt ===

p

pm T

1 =

2v

2T ppp +=

d'pp VV =

Memoria de Cálculo

27

Sustituyendo las variables en la ecuación (17) se obtiene la flecha para lascondiciones de tracción máxima.

• Fenómenos vibratorios

No se prevén la aparición de fenómenos vibratorios en los conductores, porlo que no se comprobarán el estado tensional de los mismos.

• Flechas máximas

Para el cálculo de las flechas máximas de los casos que contempla elReglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión en zona A, se utilizará laecuación del cambio de condiciones. Esta permite relacionar la tensiónmecánica de un cable en unas condiciones dadas 1, con la tensión mecánica enunas condiciones 2, con la que se podrá conocer la flecha. La ecuación delcambio de condiciones es la siguiente.

Las nuevas variables son:

α = coeficiente de dilatación del conductorE = módulo de elasticidadt2 = tracción en condiciones 2

kg/m 09.1108.2150d'pp 3VV =××== −

kg/m 46.109.1975.0p 22T =+=

49.1975.0

46.1

p

pm T

1 ===

2mm m

kg 0035.0

1.281

975.0

s

p===ω

m 0074,055,128

49,10035,012t8

maf

2

1

112

1 =⋅

⋅⋅=

ω=

[ ] 22

22122

22 m

24E

a)(EKtt ϖ=θ−θα+− (18)

Memoria de Cálculo

28

m2 = coeficiente de sobrecarga en condiciones 2θ1 = temperatura en condiciones 1θ2 = temperatura en condiciones 2

K es la constante de la ecuación del cambio de condiciones y se calcula apartir de la siguiente fórmula.

Sustituyendo las variables por los valores ya conocidos de los cálculosanteriores y de las características del conductor obtenemos:

K =12,54

a) Hipótesis de viento. Sometidos a la acción de su peso propio y a unasobrecarga de viento, según el artículo 16, de 50 kg/m2 y a la temperatura θ2 =15ºC.

En primer lugar hay que conocer el valor de todos los parámetros que seanposible.

α =18,9x10-6 ºC

E = 7700 kg/mm2

a = 12 m

θ2 = 15 ºC

θ1 = - 5 ºC

Ahora planteando la ecuación (18) se puede obtener la tensión t2 en lascondiciones establecidas.

)mt24

Ea(tK 2

121

221 ϖ−= (19)

49,1975,0

09,1975,0

p

pp

p

pm

222V

22

2 =+

=+

==

2mm m

kg 0035.0

1.281975.0

sp

===ω

[ ] 22262

22 49,1

24

77000035,012)515(7700109,1854,12tt ⋅⋅⋅=+×⋅+− −

[ ] 25,164,9tt 222 =−

22mm

kg 64,9t =

Memoria de Cálculo

29

La tensión total en las condiciones 2 es:

Se observa que la tensión no supera la tracción máxima permitida. Elcoeficiente de seguridad será, la carga de rotura del conductor entre la tensióntotal 2:

El coeficiente de seguridad está por encima del mínimo exigido por elReglamento, que es de 2,5.

Y finalmente, la flecha del conductor en las condiciones 2 es, sustituyendoen (17):

b) Hipótesis de temperatura. Sometidos a la acción de su peso propio y a latemperatura θ3 = 50ºC.

Para realizar el cálculo de la flecha con la hipótesis de temperatura, se sigueel mismo procedimiento que en el caso anterior.

α =18,9x10-6 ºC

E = 7700 kg/mm2

a = 12 m

θ3 = 50 ºC

kg 2710 281,1 64,9stT 22 =×=×=

25,327108820

=

m 0097,064,98

49,10035,012t8

maf

2

2

22

2 =⋅

⋅⋅=

ω=

2mm m

kg 0035.0

1.281975.0

s

p===ω

1p

p

p

pm

23

3 ===

Memoria de Cálculo

30

θ1 = - 5 ºC

Ahora planteando la ecuación (18) se puede obtener la tensión t3 en lascondiciones establecidas 3.





2.3.2.3 – Líneas a transformadores 110 / 25 kV


Siguiendo de igual manera que en el apartado 2.3.2.2, la tracción máximade los conductores no resultará superior a su carga de rotura, dividida por 2,5 sise trata de cables.

[ ] 22263

23 1

247700

0035,012)550(7700109,1854,12tt ⋅⋅⋅=+×⋅+− −

[ ] 56,053,4tt 323 =−

23mm

kg 55,4t =

kg 1279 281,1 55,4stT 33 =×=×=

9,612798820

=

m 0138,055,48

10035,012

t8

maf

2

3

32

3 =⋅

⋅⋅=

ω=

kg 27485.2

68705.2

CrT1 ===

Memoria de Cálculo

31


Donde:


a = 15 m

siendo: pT = carga totalp =peso propio del conductor = 0,823 kg/m




1

12

1 t8

maf

⋅ω⋅=

211 kg/mm 40,13

1,2052748

s

Tt ===

p

pm T

1 =

2v

2T ppp +=

d'pp VV =

kg/m 928,01056,1850d'pp 3VV =××== −

50,1823,024,1

p

pm T

1 ===

2mm m

kg 0040.0

1,205

823,0

s

p===ω

m

kg 24,1928,0823,0p 22

T =+=

Memoria de Cálculo

32





Evidentemente, se plantean los mismos casos que en el apartado anterior.Para el cálculo de las flechas máximas de los casos que contempla elReglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión en zona A, se utilizará laecuación del cambio de condiciones. Esta permite relacionar la tensiónmecánica de un cable en unas condiciones dadas 1, con la tensión mecánica enunas condiciones 2, con la que se podrá conocer la flecha. La ecuación delcambio de condiciones es la siguiente.


α = coeficiente de dilatación del conductorE = módulo de elasticidadt2 = tracción en condiciones 2m2 = coeficiente de sobrecarga en condiciones 2θ1 = temperatura en condiciones 1θ2 = temperatura en condiciones 2



m 012,04,138

50,10040,015

t8

maf

2

1

112

1 =⋅

⋅⋅=

ω=

[ ] 22

22122

22 m

24

Ea)(EKtt ϖ=θ−θα+−

)mt24

Ea(tK 2

121

221 ϖ−=

Memoria de Cálculo

33

K =13,39



α =17,22x10-6 ºC

E = 6000 kg/mm2

a = 15 m

θ2 = 15 ºC

θ1 = - 5 ºC




50,1823,0

928,0823,0

p

pp

p

pm

222V

22

2 =+

=+

==

2mm m

kg 004.0

1,205

823,0

s

p===ω

[ ] 22262

22 50,1

24

6000004,015)515(60001022,1739,13tt ⋅⋅⋅=+×⋅+− −

[ ] 025,232,11tt 222 =−

22mm

kg 33,11t =

kg 2324 205,1 33,11stT 22 =×=×=

Memoria de Cálculo

34





α =17,229x10-6 ºC

E = 6000 kg/mm2

a = 15 m

θ3 = 50 ºC

θ1 = - 5 ºC


95,223246870

=

m 014,033,118

50,1004,015t8

maf

2

2

22

2 =⋅

⋅⋅=

ω=

2mm m

kg 004.0

1,205823,0

sp

===ω

[ ] 22263

23 1

246000

004,015)550(60001022,1739,13tt ⋅⋅⋅=+×⋅+− −

1p

p

p

pm

23

3 ===

Memoria de Cálculo

35





2.3.2.4 – Líneas a transformadores 110 / 6 kV


Siguiendo de igual manera que en el apartado 2.3.2.3, la tracción máximade los conductores no resultará superior a su carga de rotura, dividida por 2,5 sise trata de cables.


[ ] 9,070,7tt 323 =−

23mm

kg 71,7t =

kg 1581 205,1 71,7stT 33 =×=×=

34,41581

6870=

m 014,071,78

1004,015t8

maf

2

3

32

3 =⋅

⋅⋅=

ω=

kg 26525.2

66305.2

CrT1 ===

1

12

1 t8

maf

⋅ω⋅=

Memoria de Cálculo

36

Donde:


a = 15 m

siendo: pT = carga total

p =peso propio del conductor = 0,676 kg/m




211 kg/mm 60,14

6,1812652

s

Tt ===

p

pm T

1 =

2v

2T ppp +=

d'pp VV =

kg/m 875,0105,1750d'pp 3VV =××== −

64,1676,011,1

p

pm T

1 ===

2mm m

kg 0037.0

6,181

676,0

s

p===ω

m

kg 11,1875,0676,0p 22

T =+=

Memoria de Cálculo

37





Evidentemente, se plantean los mismos casos que en el apartado anterior.Para el cálculo de las flechas máximas de los casos que contempla elReglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión en zona A, se utilizará laecuación del cambio de condiciones. Esta permite relacionar la tensiónmecánica de un cable en unas condiciones dadas 1, con la tensión mecánica enunas condiciones 2, con la que se podrá conocer la flecha. La ecuación delcambio de condiciones es la siguiente.


α = coeficiente de dilatación del conductorE = módulo de elasticidadt2 = tracción en condiciones 2m2 = coeficiente de sobrecarga en condiciones 2θ1 = temperatura en condiciones 1θ2 = temperatura en condiciones 2



m 012,060,148

64,10037,015

t8

maf

2

1

112

1 =⋅

⋅⋅=

ω=

[ ] 22

22122

22 m

24E

a)(EKtt ϖ=θ−θα+−

)mt24

Ea(tK 2

121

221 ϖ−=

Memoria de Cálculo

38

K =14,58



α =17,8x10-6 ºC

E = 8200 kg/mm2

a = 15 m

θ2 = 15 ºC

θ1 = - 5 ºC




64,1676,0

875,0676,0

p

pp

p

pm

222V

22

2 =+

=+

==

2mm m

kg 0037.0

6,181

676,0

s

p===ω

[ ] 22262

22 64,1

24

82000037,015)515(8200108,1758,14tt ⋅⋅⋅=+×⋅+− −

[ ] 83,266,11tt 222 =−

22mm

kg 68,11t =

kg 2121 181,6 68,11stT 22 =×=×=

Memoria de Cálculo

39





α =17,8x10-6 ºC

E = 8200 kg/mm2

a = 15 m

θ3 = 50 ºC

θ1 = - 5 ºC


12,321216630

=

m 014,068,118

64,10037,015t8

maf

2

2

22

2 =⋅

⋅⋅=

ω=

2mm m

kg 0037.0

1,181676,0

s

p===ω

[ ] 22263

23 1

24

82000037,015)550(8200108,1758,14tt ⋅⋅⋅=+×⋅+− −

1p

p

p

pm

23

3 ===

Memoria de Cálculo

40





2.3.2.5 – Tabla Resumen del Cálculo Mecánico

Hipótesis de cálculo Flechas (m)

Tª (ºC) SobrecargaTensiones

(kg) Vertic. Horiz.Fenómenosvibratorios

-5 Viento 3528 0,0074

15 Viento 2710 0,0097Embarrado de

110 kV50 1279 0,0138

No previstos

-5 Viento 2748 0,012

15 Viento 2323 0,014

Líneas atransformadores de 110/25

kV 50 1581 0,014

No previstos

-5 Viento 2652 0,012

15 Viento 2121 0,014Líneas a

transformadores de 110/6 kV 50 1193 0,015

No previstos

Tabla 10. Tabla cálculo mecánico conductores

[ ] 05,155,6tt 323 =−

23mm

kg 57,6t =

kg 1193 181,6 57,6stT 33 =×=×=

55,51193

6630=

m 015,057,68

10037,015

t8

maf

2

3

32

3 =⋅

⋅⋅=

ω=

Memoria de Cálculo

41

2.3.3 – Niveles de Aislamiento


El aislamiento de los equipos que se emplean en las instalaciones de A.T. deberáadaptarse a los valores normalizados indicados en la norma UNE 21 062, salvo encasos especiales debidamente justificados por el proyectista de la instalación, segúnMIE-RAT 12.

Los valores normalizados de los niveles de aislamiento nominales de losaparatos de A.T., definidos por las tensiones soportadas nominales para distintos tiposde solicitaciones dieléctricas, se clasifican en tres grupos según los valores de latensión más elevada para el material.

• Grupo A. Tensión mayor de 1 kV y menor de 52 kV.

• Grupo B. Tensión igual o mayor de 52 kV y menor de 300 kV.

• Grupo C. Tensión igual o mayor de 300 kV.

2.3.3.2 – Niveles de Aislamiento para la Instalación

En la instalación existen tres niveles de tensión nominal: 110 kV; 25 kV y 6 kV.En la tabla se notifican los diferentes valores de tensión exigidos para conocer elnivel de aislamiento.

Tensión nominal(kV)

Tensión máselevada para elmaterial (kV)

Tensiónsoportada a losimpulsos tipo

rayo (kV)

Tensión soportadanominal de corta

duración afrecuencia industrial

(kV)

110 123 550 230

25 36 170 70

6 7.2 95 20

Tabla 11. Niveles de aislamiento.

Memoria de Cálculo

42

2.3.4 – Distancias de Seguridad

2.3.4.1 – Prescripciones Reglamentarias

En la subestación los únicos conductores que se encuentran al aire libre comoconductores aéreos son aquellos que están a 110 kV de nivel de tensión nominal.Así, los conductores que se encuentran a 25 kV y 6 kV no se le aplicarán lasdistancias mínimas en el aire al ser conductores subterráneos.

En la subestación las distancias mínimas vienen determinadas por los niveles deaislamiento descritos en el punto 2.3.3.2, según MIE-RAT 12.

Estos valores son los mínimos determinados por consideraciones de tipo eléctrico,por lo que en ciertos casos deben ser incrementados para tener en cuenta otrosconceptos como tolerancias de construcción, efectos de cortocircuitos, efectos delviento, seguridad personal, etc.

Otras distancias de aplicación en la subestación, calculadas basándose en elReglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión y, prevaleciendo a éstas, las distanciasdeterminadas en función a los niveles de aislamiento, son las que se enumeran acontinuación.

1.- Distancia de los conductores al terreno.- La altura de los apoyos será lanecesaria para que los conductores, con su máxima flecha vertical, queden situadospor encima de cualquier punto del terreno o superficies de agua no navegables, a unaaltura mínima de:

con un mínimo de 6 metros.

En la hipótesis del cálculo de flechas máximas bajo la acción del viento sobrelos conductores, se mantendrán una distancia inferior en un metro a la anteriormenteseñalada, considerándose en este caso el conductor con la desviación producida por elviento.

En lugares de difícil acceso, las anteriores distancias podrán ser reducidas en unmetro.

Entre la posición de los conductores con su flecha máxima vertical, y la posiciónde los conductores con su flecha y desviación correspondiente a la hipótesis de vientoa) del apartado 3, del artículo 27, las distancias de seguridad al terreno vendrándeterminadas por la curva envolvente de los círculos de distancia trazados en cadaposición intermedia de los conductores, con un radio interpolado entre la distancia

)(150

3,5 mU

hmín += (20)

Memoria de Cálculo

43

correspondiente a la posición vertical y a la correspondiente a la posición de máximadesviación, en función lineal del ángulo de desviación.

2.- Distancia de los conductores entre sí, y entre éstos y los de apoyos.- Ladistancia de los conductores sometidos a tensión mecánica entre sí, así como entre losconductores y los apoyos, debe ser tal que no haya riesgo alguno de cortocircuito nientre fases ni a tierra, teniendo presente los efectos de las oscilaciones de losconductores debidas al viento y al desprendimiento de la nieve acumulada sobre ellos.

Con este objeto, la separación mínima entre conductores se determinará por laecuación siguiente:

Donde:

D = Separación entre conductores en metros.

K = Coeficiente que depende de a oscilación de los conductores con elviento, que se tomará de la tabla adjunta.

VALORES DE K.Ángulo de oscilación

Líneas de 1ª y 2ª categoríaLíneas de 3ª categoría

Superior a 65º0,7 0,65

Comprendido entre 40º y 65º 0,65 0,6

Inferior a 40 º 0,6 0,55

Tabla 12. Coeficiente según el ángulo de oscilación con el viento.

F = Flecha máxima en metros, según el apartado 3 del artículo 27 del RAT.

L = Longitud en metros de la cadena de suspensión. En el caso deconductores fijados al apoyo por cadenas de amarre o aisladores rígidos L=0.

U = Tensión nominal de la línea en kV.

Los valores de las tangentes del ángulo de oscilación de los conductores vienendados por el cociente de la sobrecarga de viento dividida por el peso propio, pormetro lineal de conductor, estando la primera determinada de acuerdo con el artículo16.

)(150

mU

LfkD ++= (21)

Memoria de Cálculo

44

La fórmula anterior corresponde a conductores iguales y con la misma flecha.En el caso de conductores diferentes o con distinta flecha, se justificará la separaciónentre ellos, analizando sus oscilaciones con el viento.

La separación entre conductores y cables de tierra se determinará de formaanáloga a las separaciones entre conductores.

3.- La separación mínima entre los conductores y sus accesorios en tensión y losapoyos, no será inferior a:

con un mínimo de 0,2 metros.

En el caso de las cadenas de suspensión, la distancia de los conductores y susaccesorios en tensión al apoyo, será la misma de la fórmula anterior, considerados losconductores desviados bajo la acción de una presión de viento mitad de la fijada paraellos en el artículo 16.

2.3.4.2 – Distancias Mínimas según los Niveles de Aislamiento

Como ya se ha comentado, en la subestación las distancias mínimas vienendeterminadas por los niveles de aislamiento descritos en el punto 2.3.3.2, según MIE-RAT 12. la tabla refleja estas distancias.

Tensión nominal(kV)

Tensiónsoportada a losimpulsos tipo

rayo (kV)

Distancia mínimafase-tierra en el

aire (cm)

Distancia mínimaentre fases en el aire

(cm)

110 550 110 110

25 170 ---- ----

6 95 ---- ----

Tabla 13. Distancias mínimas según niveles de aislamiento.

)(150

1,0 mU

D mín += (22)

Memoria de Cálculo

45

2.3.4.3 – Altura de los Conductores de 110 kV al Terreno

La altura de los conductores al terreno se halla mediante la ecuación (20),teniendo en cuenta que sea cual sea el resultado deberá haber 6 metros como mínimo.

2.3.4.4 – Distancia Mínima entre los Conductores de 110 kV

La distancia mínima entre conductores se determina a partir de la ecuación (21).

Se escoge como coeficiente K el valor más desfavorable que corresponde a unángulo de oscilación superior a 65º.

Los valores de las flechas máximas quedan recogidos en el apartado de cálculomecánico de las líneas, según el apartado 3 del Art. 27 capítulo sexto del RAT.

La longitud de la cadena de suspensión queda definida en el apartado 2.4.

ConductoresCoeficienteoscilación

K

Flecha

máxima

(m)

Cadena

suspensión

(m)

Tensión

nominal

(kV)

Distanciamínima (m)

Embarrado de110 kV

0.7 0.0138 1,46 110 1.58

Líneas atransformadoresde 110 / 25 kV

0.7 0.014 1,46 110 1.58

Líneas atransformadores

de 110 / 6 kV0.7 0.015 1,46 110 1.58

Tabla 14. Distancia mínima entre conductores.

m 03.6150110

3,5h mín =+=

Memoria de Cálculo

46

2.3.4.5 – Distancia Mínima entre los Conductores y Masa

El cálculo se lleva a cabo con la ecuación (22), teniendo en cuenta que deberáquedar 0.2 m de mínimo. La tabla refleja los resultados.

NIVEL DE TENSIÓN (kV)DISTANCIA MÍNIMA

CONDUCTORES-MASA (m)

110 0.83

25 0.26

6 0.14 γγ 0.2

Tabla 15. Distancias conductores-masa.

2.3.4.6 – Distancias Finales Adoptadas

Conductores a110kV

Conductores a25kV

Conductores a 6kV

Altura al terreno(m)

7,5 ---- ----

Distancia entreconductores (m)

2,5 ---- ----

Distanciaconductores-

masa (m)1 0,5 0,5

Tabla 16. Distancias finales.

2.3.5 – Efecto Corona

2.3.5.1 – Prescripciones Técnicas

El Efecto Corona consiste en la ionización del aire circundante a los conductoresde las líneas aéreas cuando en el campo externo existen gradientes de potencialsuficientemente elevados (en la práctica, dadas las secciones impuestas por lasnecesidades de los transportes, no ofrecen efecto corona las líneas con tensionesinferiores a los 80 kV).

Memoria de Cálculo

47

Según el Art.23 del RAT, será preceptiva la comprobación del comportamientode los conductores al efecto corona en las líneas de 1ª categoría que puedan estarpróximas al límite inferior de dicho efecto, deberá realizarse la citada comprobación.

La tensión para la que el gradiente de potencial es igual a la rigidez dieléctricadel aire, se llama tensión crítica disruptiva y viene dada por la fórmula de Peek:

Siendo:

Uc = tensión crítica disruptiva de efecto corona en kV.29,8 = valor máximo en kV/cm, de la rigidez dieléctrica del aire a 25ºC y a la

presión barométrica de 76 cmHg.mc = coeficiente de rugosidad del conductor, de 0,83 a 0,87 para cables.mt = coeficiente meteorológico para tener en cuenta la humedad. 1 para tiempo

seco y 0,8 para tiempo húmedo.r = radio del conductor en cm.D = distancia media geométrica entre fases en cm.δ = factor de corrección de la densidad del aire, función de la altura sobre el

nivel del mar.

Este factor δ es directamente proporcional a la presión barométrica einversamente a la temperatura absoluta del aire. Se determina con la siguientefórmula:

Donde:

p = presión barométrica en cmHg.θ = temperatura en ºC, correspondiente a la altitud del punto a considerar.

p se calcula por la fórmula de Halley:

Siendo y = altitud en m sobre el nivel del mar.

rD

log302,2rmm32

8,29Uc tc ⋅⋅⋅⋅δ⋅⋅= (23)

θ+⋅

=θ+

⋅+

=δ273

p921,3

273

p

7625273

(24)

36,19342

y76logplog −= (25)

Memoria de Cálculo

48

La pérdida de potencia por efecto corona, y para cada conductor, se calcula conla siguiente fórmula, debida también a Peek:

Donde:

Pc = pérdida de potencia por efecto corona en kW/km.

δ = factor de corrección de la densidad del aire.f = frecuencia en Hz.r = radio del conductor en cm.D = distancia media geométrica entre fases en cm.Uc = tensión crítica disruptiva de efecto corona en kV.Umax = tensión compuesta más elevada en kV.

2.3.5.2 – Cálculo de Pérdidas por Efecto Corona

2.3.5.2.1 – Embarrado de 110 kV

Datos:

Categoría 1ª

Tensión 110 kV

Frecuencia 50 Hz

Longitud 12 m

Temperatura media 18 ºC

Altitud 45 m

Conductores:

Designación Halcón

Número y clase 3 cables de aluminio-acero

Sección 281,1 mm2

Diámetro 21,8 mm

Radio 1,09 cm

( ) 5

2

cmax 103

U

3

U

Dr

25f241

Pc −⋅

−⋅+⋅

δ= (26)

Memoria de Cálculo

49

El coeficiente de rugosidad del conductor escogido es mc = 0,85.

El coeficiente meteorológico es el valor más desfavorable, es decir, para tiempohúmedo. Si con este valor no se produce el efecto corona tampoco lo habrá paratiempo seco, por lo tanto mt = 0,8.

La distancia media geométrica entre fases se calcula de la siguiente forma:

D1-2 = D2-3 = d , siendo d = 2,5 m. Distancia entre dos fases contiguas.

D1-3 = 2d

El factor de corrección de la densidad del aire se determina con la fórmula (24).

Y la presión p se calcula a partir de la fórmula (25).

P = 75,6 cmHg

Sustituyendo todos los datos en la fórmula (23) de Peek. Se obtiene una tensióncrítica disruptiva de:

Uc = 156 kV

Según el resultado, no habrá efecto corona puesto que:

U = 110 kV < Umax = 123 kV < Uc = 156 kV

333-13-22-1 2d DDDD =⋅⋅=

cm 315 m 15,325,2D 3 ==⋅=

18273p921,3

273p921,3

+⋅

=θ+

⋅=δ

36,1934245

76logplog −=

02,118273

6,75921,3=

+⋅

=δ

09,1315

log302,209,18,002,185,032

8,29Uc ⋅⋅⋅⋅⋅⋅=

Memoria de Cálculo

50

Como no se prevé la aparición de efecto corona, no es preciso calcular laspérdidas de potencia que se darían en el embarrado de 110 kV.

2.3.5.2.2 – Líneas a transformadores de 110/25 kV

Datos:

Categoría 1ª

Tensión 110 kV

Frecuencia 50 Hz

Longitud 15 m


Altitud 45 m

Conductores:

Designación Pirelli


Sección 205,6 mm2

Diámetro 18,56 mm

Radio 0,928 cm





D1-3 = 2d


333-13-22-1 2d DDDD =⋅⋅=

cm 315 m 15,325,2D 3 ==⋅=

Memoria de Cálculo

51


P = 75,6 cmHg


Uc = 136 kV


U = 110 kV < Umax = 123 kV < Uc =136 kV

Como no se prevé la aparición de efecto corona, no es preciso calcular laspérdidas de potencia que se darían en las líneas a los transformadores de 110/25 kV.


Datos:

Categoría 1ª

Tensión 110 kV

Frecuencia 50 Hz

Longitud 15 m


18273

p921,3

273

p921,3

+⋅

=θ+

⋅=δ

36,1934245

76logplog −=

02,118273

6,75921,3=

+⋅

=δ

928,0

315log302,2928,08,002,185,03

2

8,29Uc ⋅⋅⋅⋅⋅⋅=

Memoria de Cálculo

52

Altitud 45 m

Conductores:

Designación LA-180


Sección 181,6 mm2

Diámetro 17,5 mm

Radio 0,875 cm





D1-3 = 2d



P = 75,6 cmHg

333-13-22-1 2d DDDD =⋅⋅=

cm 315 m 15,325,2D 3 ==⋅=

18273

p921,3

273

p921,3

+⋅

=θ+

⋅=δ

36,1934245

76logplog −=

02,118273

6,75921,3=

+⋅

=δ

Memoria de Cálculo

53


Uc = 130 kV


U =110 kV < Umax = 123 kV < Uc = 130 kV

Aunque se observa que el valor de la tensión máxima está muy cercano a latensión crítica disruptiva, no se prevé la aparición ni pérdidas por efecto corona.

875,0315

log302,2875,08,002,185,032

8,29Uc ⋅⋅⋅⋅⋅⋅=

Memoria de Cálculo

54

2.4 – Cadena de Aisladores

2.4.1 – Prescripciones Técnicas

Según el Art. 29 del RAT el criterio de ruina será la rotura o pérdida de suscualidades aislantes, al ser sometidos simultáneamente a tensión eléctrica ysolicitación mecánica del tipo al que realmente vayan a encontrarse sometidos.

La característica resistente básica de los aisladores será la carga electromecánicamínima garantizada, cuya probabilidad de que aparezcan cargas menores es inferior al2% -valor medio de la distribución menos 2,06 veces la desviación típica.

La resistencia mecánica correspondiente a una cadena múltiple, puede tomarseigual al producto del número de cadenas que la formen por la resistencia de cadacadena simple, siempre que tanto en estado normal como con alguna cadena rota, lacarga se reparta por igual entre todas las cadenas intactas.

El coeficiente de seguridad mecánica no será inferior a 3.

Si la carga de rotura electromecánica mínima garantizada se obtuviese mediantecontrol estadístico en la recepción, el coeficiente de seguridad podrá reducirse a 2,5.

En tanto no se dicten instrucciones complementarias sobre esta materia, losensayos de aisladores se verificarán de acuerdo con las normas correspondientes de laComisión Electrotécnica Internacional.

La justificación de los resultados de ensayos de aisladores, se hará mediante lacertificación de ensayo del fabricante.

Deberá deducirse de los ensayos, que la tensión que puedan soportar supere losvalores marcados en el Art. 24 del RAT.

2.4.2 – Aisladores para 110 kV

Los aisladores escogidos como elementos de fijación de los conductores a losdiferentes pórticos y apoyos para la instalación de 110 kV son cadenas de ejecuciónen vidrio templado.

Sus características son las siguientes:

Clase: U 120 BS (CEI – 305)

Tipo: De caperuza y vástago

Material: Vidrio templado

Paso 146 mm

Memoria de Cálculo

55

Tensión de perforación en aceite: 130 kV

Línea de fuga 291 mm

Carga rotura mecánica 12000 kg

Diámetro del vástago: 16 mm

Peso neto aproximado: 3,8 kg

2.4.2.1 – Cálculo Eléctrico de Aisladores

El nivel de aislamiento, definido como la relación entre la longitud de la línea defuga de un aislador y la tensión máxima entre fases de la línea eléctrica, recomendadopara zonas forestales y agrícolas es de 1,7 a 2 cm/kV. Se escoge el más desfavorablede 2cm/kV.

El número mínimo de aisladores en la cadena para obtener un nivel deaislamiento de 2cm/kV se calcula a partir de la siguiente ecuación.

Siendo:

n = número mínimo de aisladores.N =nivel de aislamiento en cm/kV.Uf = tensión máxima entre fases en kV.d = longitud de la línea de fuga en cm.

Es obvio que el número mínimo de aisladores debe ser el número entero superioral número decimal que proporciona la ecuación, En este caso sería n = 9. Aun así, elnúmero de aisladores escogidos será n = 10.

Para n = 10 el nivel de aislamiento obtenido es:

El nivel de aislamiento es superior al mínimo exigido.

d

UNn f⋅

= (27)

45,81,29

1232n =

⋅=

cm/kV 37,2123

1,2910U

dnN

f

=⋅

=⋅

=

Memoria de Cálculo

56

2.4.2.2 – Cálculo Mecánico de Aisladores

Una vez hecho el cálculo eléctrico de las cadenas de aisladores, es necesariocomprobar si el coeficiente de seguridad mecánica no es inferior a 3, como indica elArt. 29 del RAT. Este coeficiente relaciona la carga de rotura del aislador con suscargas, tanto normales como anormales. Su expresión es:

2.4.2.2.1 – Embarrado de 110 kV

• Cargas normales

Al tratarse de una subestación en zona A (altitud inferior a 500 metros), no setiene en cuenta sobrecarga alguna provocada por hielo.

Peso del conductor (12 m) 11,70 kg

Peso de 10 aisladores 38,00 kg

1 grillete recto 0,60 kg

1 anilla de bola 0,45 kg

1 rótula horquilla 0,80 kg

1 yugo 5,00 kg

2 horquillas reviradas 1,50 kg

2 grapas de suspensión 3,10 kg

PESO TOTAL 61,15 kg

Aplicando la ecuación (28), se obtiene que el coeficiente de seguridad es:

• Cargas Anormales

Según el Art. 19 del RAT, el valor mínimo admisible del esfuerzo de rotura quedeberá considerarse será del 50% de la tensión del cable roto en las líneas de 1 ó 2conductores por fase y circuito.

C

CrCs = (28)

319615,61

12000Cs >==

Memoria de Cálculo

57

Ca = 0,5 x Tmax

La carga mínima de rotura del conductor tipo HALCÓN es 8820 kg.

Tmax = 8820 / 3 = 2940 kgCa = 0,5 x 2940 = 1470 kg

Aplicando ahora la ecuación (28), se obtiene un coeficiente de:

Los aisladores elegidos para el embarrado de 110 kV cumplen los criterios deseguridad marcados por el Reglamento de Líneas Aéreas de Alta Tensión.


• Cargas normales







1 yugo 5,00 kg



PESO TOTAL 61,80 kg


316,81470

12000Cs >==

319480,61

12000Cs >==

Memoria de Cálculo

58



Ca = 0,5 x Tmax


Tmax = 6870 / 3 = 2290 kgCa = 0,5 x 2290 = 1470 kg


Los aisladores cumplen los criterios de seguridad marcados por el Reglamentode Líneas Aéreas de Alta Tensión.


• Cargas normales







1 yugo 5,00 kg



PESO TOTAL 59,59 kg

348,101145

12000Cs >==

Memoria de Cálculo

59




Ca = 0,5 x Tmax


Tmax = 6630 / 3 = 2210 kgCa = 0,5 x 2290 = 1105 kg


Los aisladores cumplen los criterios de seguridad marcados por el Reglamentode Líneas Aéreas de Alta Tensión.

2.5 – Instalación de Puesta a Tierra

2.5.1 – Prescripciones Generales

Según MIE-RAT 13 1.1, toda instalación eléctrica deberá disponer de unaprotección o instalación de tierra diseñada en forma tal que, en cualquier puntonormalmente accesible del interior o exterior de la misma donde las personas puedancircular o permanecer, éstas queden sometidas como máximo a las tensiones de pasoy contacto (durante cualquier defecto en la instalación eléctrica o en la red unida aella) que resulten de la aplicación de las fórmulas para ello existentes.

Así mismo se establece un procedimiento para el diseño de la red de tierra MIE-RAT 13 2.1.

320159,59

12000Cs >==

386,101105

12000Cs >==

Memoria de Cálculo

60

2.5.2 – Datos de Partida

La naturaleza del terreno es arena arcillosa de la cual se ha deducido unaresistividad interna, ρ =50 Ω·m.

La resistividad superficial del terreno es de ρs = 1000 Ω·m gracias a una capa degravilla de 10 cm de espesor que recubrirá todo el área de la subestación.

La red general de tierra estará formada por una malla que se extenderá en unárea de 60x68 m2, en cuadrículas de 4x4 m2. Se contabilizan un total de 2168 m deconductor.

Se dispondrán 28 picas de tierra conectadas a la malla, de 2 m de longitud y 15mm de diámetro para mejorar la puesta a tierra.

El conductor escogido será de cobre desnudo con una sección de 95 mm2 yenterrado a una profundidad de 0,8 m.

2.5.3 – Resistencia de la malla

La resistencia empírica de una malla según MIE-RAT 13 4.2, viene dada por laexpresión:

ρ = resistividad del terreno en Ω·m

ρ = 50 Ω·m

A = superficie ocupada por la malla en m2

A = 60 x 68 = 4080 m2

L = longitud total de los conductores enterrados en m

L = 2168 + 28x 2 = 2224 m

LA4R

ρ+

π⋅

ρ= (29)

Ω=+π

⋅= 0,37222450

4080450

R

Memoria de Cálculo

61

2.5.4 – Intensidad de Defecto

La intensidad de cortocircuito permanente máxima que se prevé en la subestaciónes 12125 A.

Según MIE - RAT 13 5, en instalaciones de 100 kV o superior con neutro rígido atierra, se utilizará el 70 % del valor de la intensidad de defecto, al tener en cuenta laescasa probabilidad de coincidencia de las condiciones más desfavorables. Por lotanto:

Id = 0,7 x 12125 = 8487 A

2.5.5 – Comprobación de la Sección

Para comprobar si la sección elegida de 95 mm2 es correcta se utilizan dosmétodos que tiene en cuenta dos factores diferentes. El primero, según el Reglamentode Alta Tensión, tiene en cuenta la densidad de corriente a través del conductor; elsegundo, según la AIEE número 80 de 1961, permite conocer la sección necesariapara evitar la fusión de los conductores .

• Según MIE-RAT 13 3.1

A efectos de dimensionado de las secciones, el tiempo mínimo a considerar parala duración del defecto a la frecuencia de la red será de un segundo y no podránsuperarse la siguiente densidad de corriente:

Para cobre: 160 A/mm2.

Lo que corresponde a una temperatura final de 200 ºC, pudiéndose admitir unaumento de esta temperatura hasta 300 ºC si no supone riesgo de incendio. Lasección mínima admisible para el cobre no será inferior a 25 mm2.

La densidad de corriente que circulará por los conductores de tierra del centroserá:

δ = 8487 A / 95 mm2 = 89 A/mm2

Densidad inferior a la máxima permitida por el Reglamento.

• Según la AIEE número 80 de 1961

La sección necesaria para evitar la fusión de los conductores viene dada por laexpresión:

Memoria de Cálculo

62

tK·

1log

Is

ra

rm

d

+

θ+θθ−θ

= (30)

s = sección del conductor en mm2

Id = intensidad de defecto en kA

Para t =0,5 s y una temperatura de referencia θr = 20 ºC que, de acuerdo con elcobre, los parámetros de la expresión anterior son:

K = 8,5θa = 234 ºCθm = 1000 ºC

De este modo la sección mínima sería:

2mm 1,21

0,5 8,5·

120234

201000log

487,8s =

+

+−

=

Queda comprobado que la sección elegida de 95 mm2 cumple las condicionesmínimas necesarias.

2.5.6 – Tensión de Paso y de Malla Aplicadas

Los mayores valores de tensión en la red son:

- El de tensión de contacto a estructuras conectadas a tierra al centro delrectángulo de la malla, tensión que se denomina tensión de mallaaplicada. Esta tensión se considera superior a las tensiones de contacto a1 metro de la malla.

- Tensión de paso aplicada en la periferia de la malla.

A efectos de estudio y cálculos, se admite que:

a) la resistencia del cuerpo humano (Rc) es de 1000 Ω para todo tipo decontacto.

Memoria de Cálculo

63

b) la resistencia entre el suelo y un pie, resistencia superficial (Rs) es 3·ρs. Enel centro Rs = 3000 Ω

• Tensión de paso aplicada

La expresión que define la tensión de paso aplicada es:

Rs2Rc

RcUpUpa

+⋅= (31)

Up = Kp · K¡ · ρ · i (32)

Siendo:

Kp = coeficiente que tiene en cuenta la influencia del número de secciones n enparalelo, sus dimensiones y su distribución enterrada. n = 18

( )

−

+⋅⋅⋅++++

+⋅π

=D1n

1D31

D21

hD1

h211

Kp (33)

D = separación entre conductores de cada malla en m.D = 4 m

h = profundidad de la red mallada en m.h = 0,8 m

Kp = 0,46

K¡ =factor corrector que tiene en cuenta la corriente de paso a tierra no uniformepara cada conductor de la red.

K¡ = 0,65 + 0,172·n (34)

K¡ = 0,65 + 0,172 · 18 = 3,746

ρ =resistividad media del terreno en Ω·m.ρ = 50 Ω·m

i = intensidad de corriente de defecto por unidad de longitud de la malla en A/m.i = 8487 / 2224 = 3,81 A/m

La tensión de paso será según fórmula (32):

Memoria de Cálculo

64

Up = 0,46 · 3,746 · 50 · 3,81 = 328 V

Y la tensión de paso aplicada es según fórmula (31):

V 47300021000

1000328Upa =

⋅+⋅=

• Tensión de malla aplicada

La tensión de contacto aplicada esta definida por la expresión:

2

RsRc

RcUmUma

+⋅= (35)

Um = Km · K¡ · ρ · i (36)

Siendo:

Km = coeficiente que tiene en cuenta el efecto del número n de secciones deconductor en paralelo, según una dirección determinada.

n = 18

−−

⋅⋅⋅⋅⋅π

+

⋅⋅π=

2n2

3n2

8

7

6

5

4

3ln

1

dh16

Dln

2

1Km

2(37)

D = separación entre conductores de cada malla en m.D = 4 m

h = profundidad de la red mallada en m.h = 0,8 m

d = diámetro del conductor en m.d = 0,011 m

Km = 0,338

K¡ =factor corrector que tiene en cuenta la corriente de paso a tierra no uniformepara cada conductor de la red, aplicando la fórmula (34).

K¡ = 0,65 + 0,172 · 18 = 3,746

ρ =resistividad media del terreno en Ω·m.ρ = 50 Ω·m

Memoria de Cálculo

65

i = intensidad de corriente de defecto por unidad de longitud de la malla en A/m.i = 8487 / 2224 = 3,81 A/m

La tensión de malla será, según fórmula (36):

Um = 0,338 · 3,746 · 50 · 3,81= 241 V

Y la tensión de malla aplicada es, según fórmula (35):

V 4,96

2

30001000

1000241Uma =

+⋅=

2.5.7 – Tensión de Máxima Aplicable al Cuerpo Humano

La tensión máxima de contacto aplicada, en voltios, que se puede aceptar sedetermina en función del tiempo de duración del efecto, según la fórmula siguiente:(MIE-RAT 13 1.1):

nt

KU = (38)

Siendo K = 72 y n = 1, para tiempos inferiores a 0,9 s.

La tensión máxima aplicable al cuerpo humano en la subestación es:

V 1445,0

72U ==

Upa = 47 V < U = 144 V

Uma = 96,4 V < U = 144 V

Queda comprobado que las tensiones de paso y malla aplicadas no superarán latensión máxima aplicable al cuerpo humano.

Memoria de Cálculo

66



Según la instrucción MIE-RAT 08 los transformadores de medida y proteccióncumplirán con lo prescrito en la norma UNE 21088 y tendrán la potencia y grado deprecisión correspondientes a las características de los aparatos que van a alimentar.

En los transformadores de tensión e intensidad destinados a la medida de energíasuministrada o recibida por una instalación y que ha de ser objeto de posteriorfacturación se tendrá muy especialmente en cuenta lo que a este respecto determina elvigente Reglamento de Verificaciones Eléctricas y Regularidad en el Suministro deEnergía.

En los transformadores de intensidad destinados a alimentar relés de protección,se deberá comprobar que la saturación que se produce cuando están sometidos aelevadas corrientes de cortocircuito, no hace variar su relación de transformación yángulo de fase en forma tal que impida el funcionamiento correcto de los relés deprotección alimentados por ellos.

Los transformadores de intensidad deberán elegirse de forma que puedansoportar los efectos térmicos y dinámicos de las máximas intensidades que puedanproducirse como consecuencia de sobrecargas y cortocircuitos en las instalacionesque están colocados.

Asimismo se tendrán en cuenta las sobretensiones que tengan que soportar, tantopor maniobra como por la puesta a tierra accidental de una fase, en especial en lossistemas de neutro aislado o por otras de origen atmosférico.

2.6.2 – Transformadores de Intensidad

2.6.2.1 – Líneas de Llegada

- Intensidad nominal 394 A- Corriente de cortocircuito 3925 A- Corriente de choque 10000 A- Relación de transformación 400/5 A- Número de núcleos necesarios 2

a) Primer núcleo (Para protección de sobreintensidad)

Conexión...................................Estrella

Carga.........................................Relé de sobreintensidad trifásico 0,1 VA

Memoria de Cálculo

67

Pérdidas en el conductor:

Impedancia del conductor:

Ω=⋅=⋅ρ= 263,06

90

57

1

s

LR

Donde:

ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/mL = longitud del conductor = 90 mS =sección del conductor = 6mm2

Potencia consumida (In = 5 A)

P = 0,263·52 = 6,575 VA

Carga total a suministrar por el transformador:

Pt = 0,1 + 6,575 = 6,675 VA

Factor de sobrecarga (n):

n = Is / Ins < 20

Siendo:

Is = intensidad secundaria máxima en A

rt = 400 / 5 = 80Is = 3925 / 80 = 49 A

Ins = intensidad nominal secundaria en A

Ins = 5 A

n = 49 / 5 = 9,8 < 20

Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en elsecundario.

Se adopta un núcleo de 40 VA, 5p20 y 30 % sobredimensionado.

b) Segundo núcleo (Para protección de distancia)


Memoria de Cálculo

68

Carga.........................................Relé Carrier trifásico 0,04 Ω



Ω=⋅=⋅ρ= 263,06

90

57

1

s

LR

Donde:



P = 0,263·52 = 6,575 VA


Pt = 0,04·52 + 6,575 = 7,575 VA


n = Is / Ins < 20

Siendo:


rt = 400 / 5 = 80Is = 3925 / 80 = 49 A


Ins = 5 A

n = 49 / 5 = 9,8 < 20


Se adopta un núcleo de 40 VA, 5p20 y 30% sobredimensionado.

Memoria de Cálculo

69

• Esfuerzos Térmicos

Los transformadores de intensidad se dimensionan para, aproximadamente:

Iterm = 100 · In (40)

El valor deberá ser superior a:

Iccf

5005,0t(I term ⋅⋅+≥ (41)

Donde:

Iterm = intensidad térmicat : tiempo de desconexión = 1 sf = frecuencia de red = 50 HzIcc = intensidad de cortocircuito =3925 A

A 40223925)50

5005,01(I term =⋅⋅+≥

La intensidad límite térmica del transformador es, según ecuación (40):

Iterm = 100 · 400 =40000 A >> 4022 A

Por tanto, el transformador soporta los esfuerzos térmicos.

• Esfuerzos dinámicos

La intensidad dinámica que puede soportar un transformador de intensidad es:

Idin = 2,5 · Iterm (42)


Idin > 2,5 · Ich (43)

Donde:

Idin = intensidad límite dinámica, AIch = intensidad de choque = 10000 A

Memoria de Cálculo

70

Idin > 2,5 · 10000 = 25000 A

La intensidad límite dinámica del transformador es, según ecuación (42):

Idin = 2,5 · 40000 = 100000 A >> 25000 A

El transformador soportará los esfuerzos dinámicos.

2.6.2.2 – Líneas a Transformadores de 110/25 kV


a) Primer núcleo (Para medición)

Conexión ........................................................... Estrella

Carga:

Contador de activa.......................... 1 VAContador de reactiva....................... 0,31 VAAmperímetro................................... 1 VA



Ω=⋅=⋅ρ= 131,010

75

57

1

s

LR

Donde:



P = 0,131·52 = 3,275 VA


Pt = 1 + 0,31 + 1 + 3,275 = 5,6 VA

Memoria de Cálculo

71

Al ser el núcleo para medición, con la corriente de cortocircuito se saturarárápidamente el núcleo y no se dañarán los aparatos de medida.

Se adopta un núcleo de 10 VA y clase 0,5.

b) Segundo núcleo (Para protección de sobreintensidad)





Ω=⋅=⋅ρ= 1228,010

70

57

1

s

LR

Donde:



P = 0,1228·52 = 3,07 VA


Pt = 0,1 + 3,07 = 3,17 VA


n = Is / Ins < 20

Siendo:


rt = 200 / 5 = 40Is = 3925 / 40 = 98 A


Ins = 5 A

Memoria de Cálculo

72

n = 98 / 5 = 19,6 < 20


Se adopta un núcleo de 7,5 VA, 5p20 y 30% sobredimensionado.

c) Tercer núcleo (Para protección diferencial)


Carga.........................................Relé diferencial trifásico 0,08 Ω



Ω=⋅=⋅ρ= 1228,010

70

57

1

s

LR

Donde:

ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/mL = longitud del conductor = 70 mS =sección del conductor = 10 mm2


P = 0,1228·52 = 3,07 VA


Pt = 0,08·52 + 3,07 = 5,07 VA

Para 200 A primarios se tienen 15 VA de potencia de precisión y unsobredimensionado del núcleo de un 50 %.


n = Is / Ins < 20

Siendo:


rt = 200 / 5 = 40

Memoria de Cálculo

73

Is = 3925 / 40 = 98 A


Ins = 5 A

n = 98 / 5 = 19,6 < 20





Iterm = 100 · In


Iccf

5005,0t(I term ⋅⋅+≥

Donde:


A 40223925)50

5005,01(I term =⋅⋅+≥


Iterm = 100 · 200 =20000 A >> 4022 A




Memoria de Cálculo

74

Idin = 2,5 · Iterm


Idin > 2,5 · Ich

Donde:


Idin > 2,5 · 10000 = 25000 A


Idin = 2,5 · 20000 = 50000 A >> 25000 A


2.6.2.3 – Líneas a Transformadores de 110/6 kV




Carga:




Ω=⋅=⋅ρ= 131,010

75

57

1

s

LR

Memoria de Cálculo

75

Donde:



P = 0,131·52 = 3,275 VA


Pt = 1 + 0,31 + 1 + 3,275 = 5,6 VA








Ω=⋅=⋅ρ= 1228,010

70

57

1

s

LR

Donde:



P = 0,1228·52 = 3,07 VA


Pt = 0,1 + 3,07 = 3,17 VA


Memoria de Cálculo

76

n = Is / Ins < 20

Siendo:


rt = 100 / 5 = 20Is = 3925 / 20 = 196 A


Ins = 5 A

n = 196 / 5 = 39,2 > 20

Al ser un factor de sobrecarga superior a 20, se comprueba la intensidad límitede precisión, que viene dada por la siguiente expresión:

e2l = Ilp · (Zr + Zs) = n · Ins · (Zc + Zs) (44)

Donde:

E2l = fuerza electromotriz secundaria en V

Ilp = intensidad límite de precisión en A

Zr = impedancia real de carga en Ω

Zrele = 0,004 Ω

Zs = impedancia del secundario del transformador de intensidad en Ω

Zs = 0,09 Ω

Zc =carga de precisión para la potencia de precisión en Ω

Zc = 15 VA / 52 A = 0,6 Ω

n = factor de sobrecarga nominal

n = 20

Ins = intensidad nominal del secundario en A

Ins = 5 A

Memoria de Cálculo

77

Despejando Ilp, queda la expresión:

( )A 318

09,01228,0004,0

09,06,0520Ilp =

+++⋅⋅

=

La Ilp supera el valor real:

Ilp = 318 A > 196 A

Por tanto, el núcleo de protección reproduce fielmente el cortocircuito en elsecundario

Se adopta un núcleo de 7,5 VA, 5p20 y 30% sobredimensionado.






Ω=⋅=⋅ρ= 1228,010

70

57

1

s

LR

Donde:



P = 0,1228·52 = 3,07 VA


Pt = 0,08·52 + 3,07 = 5,07 VA


n = Is / Ins < 20

Memoria de Cálculo

78

Siendo:


rt = 100 / 5 = 20Is = 3925 / 20 = 196 A


Ins = 5 A

n = 196 / 5 = 39,2 > 20


e2l = Ilp · (Zr + Zs) = n · Ins · (Zc + Zs)

Donde:

E2l = fuerza electromotriz secundaria en V



Zrele = 0,08 Ω


Zs = 0,12 Ω


Zc = 15 VA / 52 A = 0,6 Ω


n = 20


Ins = 5 A


Memoria de Cálculo

79

( )A 223

12,01228,008,0

12,06,0520Ilp =

+++⋅⋅

=

La Ilp supera el valor real:

Ilp = 223 A > 196 A





Iterm = 100 · In


Iccf

5005,0t(I term ⋅⋅+≥

Donde:


A 40223925)5050

05,01(I term =⋅⋅+≥


Iterm = 100 · 100 =10000 A >> 4022 A



Memoria de Cálculo

80


Idin = 2,5 · Iterm


Idin > 2,5 · Ich

Donde:


Idin > 2,5 · 10000 = 25000 A


Idin = 2,5 · 10000 = 25000 A = 25000 A

El resultado no ofrece plenas garantías, pero observando las característicastécnicas del transformador de intensidad se puede ver que soporta hasta 55 kA decorriente de choque por lo que el transformador soportará los esfuerzos dinámicos.

2.6.2.4 – Líneas a Embarrado de 25 kV

• Transformadores de 750/5 A




Carga:



Memoria de Cálculo

81


Ω=⋅=⋅ρ= 117,06

40

57

1

s

LR

Donde:



P = 0,117·52 = 2,925 VA


Pt = 1 + 0,31 + 1 +2,925 = 5,235 VA








Ω=⋅=⋅ρ= 28,05,2

40

57

1

s

LR

Donde:

ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/mL = longitud del conductor = 40 mS =sección del conductor = 2,5 mm2


Memoria de Cálculo

82

P = 0,28·52 = 7 VA


Pt = 0,1 + 7 = 7,1 VA


n = Is / Ins < 20

Siendo:


rt = 750 / 5 = 150Is = 7969 / 150 = 53 A


Ins = 5 A

n = 53 / 5 = 10,6 < 20


Se adopta un núcleo de 10 VA, 5p10.






Ω=⋅=⋅ρ= 117,05,2

40

57

1

s

LR

Donde:

ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m

Memoria de Cálculo

83

L = longitud del conductor = 40 mS =sección del conductor = 2,5 mm2


P = 0,117·52 = 2,925 VA


Pt = 0,08·52 + 2,925 = 4,925 VA


n = Is / Ins < 20

Siendo:


rt = 750 / 5 = 150Is = 7969 / 150 = 53 A


Ins = 5 A

n = 53 / 5 = 10,6 < 20





Iterm = 100 · In


Iccf

5005,0t(I term ⋅⋅+≥

Memoria de Cálculo

84

Donde:

Iterm = intensidad térmicat : tiempo de desconexión = 1 sf = frecuencia de red = 50 HzIcc = intensidad de cortocircuito = 7969 A

A 81657969)5050

05,01(I term =⋅⋅+≥


Iterm = 100 · 750 =75000 A >> 8165 A




Idin = 2,5 · Iterm


Idin > 2,5 · Ich

Donde:


Idin > 2,5 · 20321 = 50802 A


Idin = 2,5 · 75000 = 187500 A >> 50802 A


Memoria de Cálculo

85





Carga ................................................................ 1,2 Ω

Impedancia del conductor bifilar:

Ω=⋅⋅=⋅ρ⋅= 561,05,2

40

57

12

s

L2R

Donde:



P = 0,561·12 = 0,561 VA


Pt = 1,2 + 0,561= 1,561 VA


Se adopta un núcleo de 2,5 VA y clase 5p10.

b) Segundo núcleo (Para protección diferencial de barras)

Conexión................................... Fases homologas en paralelo

Carga.........................................Relé de sobreintensidad monofásico 0,06 Ω


Memoria de Cálculo

86


Ω=⋅⋅=⋅ρ⋅= 234,06

40

57

12

s

L2R

Donde:



P = 0,234·12 = 0,234 VA


Pt = 0,234 + 0,06 = 0,294 VA


n = Is / Ins < 20

Siendo:


rt = 750 / 1 = 750Is = 7969 / 750 = 10,6 A


Ins = 1 A

n = 10,6 / 1 = 10,6 < 20


Se adopta un núcleo de 2,5 VA, 5p10.



Memoria de Cálculo

87

Iterm = 100 · In


Iccf

5005,0t(I term ⋅⋅+≥

Donde:


A 81657969)5050

05,01(I term =⋅⋅+≥


Iterm = 100 · 750 =75000 A >> 8165 A




Idin = 2,5 · Iterm


Idin > 2,5 · Ich

Donde:


Idin > 2,5 · 20321 = 50802 A


Idin = 2,5 · 75000 = 187500 A >> 50802 A

Memoria de Cálculo

88



• Transformador de 750/5 A




Carga:




Ω=⋅=⋅ρ= 117,06

40

57

1

s

LR

Donde:



P = 0,117·52 = 2,925 VA


Pt = 1 + 0,31 + 1 +2,925 = 5,235 VA


Memoria de Cálculo

89







Ω=⋅=⋅ρ= 28,05,2

40

57

1

s

LR

Donde:



P = 0,28·52 = 7 VA


Pt = 0,1 + 7 = 7,1 VA


n = Is / Ins < 20

Siendo:


rt = 750 / 5 = 150Is = 12125 / 150 = 81 A


Ins = 5 A

n = 81 / 5 = 16,2 < 20

Memoria de Cálculo

90


Se adopta un núcleo de 10 VA, 5p10






Ω=⋅=⋅ρ= 117,05,2

40

57

1

s

LR

Donde:



P = 0,117·52 = 2,925 VA


Pt = 0,08·52 + 2,925 = 4,925 VA


n = Is / Ins < 20

Siendo:


rt = 750 / 5 = 150Is = 12125 / 150 = 81 A

Memoria de Cálculo

91


Ins = 5 A

n = 81 / 5 = 16,2 < 20





Iterm = 100 · In


Iccf

5005,0t(I term ⋅⋅+≥

Donde:


A 1242512125)5050

05,01(I term =⋅⋅+≥


Iterm = 100 · 750 =75000 A >> 12425 A




Memoria de Cálculo

92

Idin = 2,5 · Iterm


Idin > 2,5 · Ich

Donde:


Idin > 2,5 · 30919 = 77297 A


Idin = 2,5 · 75000 = 187500 A >> 77297 A






Carga ................................................................ 1,2 Ω

Impedancia del conductor bifilar:

Ω=⋅⋅=⋅ρ⋅= 561,05,2

40

57

12

s

L2R

Donde:


Memoria de Cálculo

93


P = 0,561·12 = 0,561 VA


Pt = 1,2 + 0,561= 1,561 VA


Se adopta un núcleo de 2,5 VA y clase 5p10.

b) Segundo núcleo (Para protección diferencial de barras)





Ω=⋅⋅=⋅ρ⋅= 234,06

40

57

12

s

L2R

Donde:



P = 0,234·12 = 0,234 VA


Pt = 0,234 + 0,06 = 0,294 VA


n = Is / Ins < 20

Siendo:

Memoria de Cálculo

94


rt = 750 / 1 = 750Is = 7969 / 750 = 10,6 A


Ins = 1 A

n = 10,6 / 1 = 10,6 < 20





Iterm = 100 · In


Iccf

5005,0t(I term ⋅⋅+≥

Donde:


A 1242512125)5050

05,01(I term =⋅⋅+≥


Iterm = 100 · 750 =75000 A >> 12425 A


Memoria de Cálculo

95



Idin = 2,5 · Iterm


Idin > 2,5 · Ich

Donde:


Idin > 2,5 · 30919 = 77297 A


Idin = 2,5 · 75000 = 187500 A >> 77297 A


2.6.2.6 – Salida de Líneas a 25 kV





Carga:



Memoria de Cálculo

96


Ω=⋅=⋅ρ= 117,06

40

57

1

s

LR

Donde:



P = 0,117·52 = 2,925 VA


Pt = 1 + 0,31 + 1 +2,925 = 5,235 VA








Ω=⋅=⋅ρ= 28,05,2

40

57

1

s

LR

Donde:



Memoria de Cálculo

97

P = 0,28·52 = 7 VA


Pt = 0,1+ 7 = 7,1 VA


n = Is / Ins < 20

Siendo:


rt = 200 / 5 = 40Is = 7969 / 40 = 199 A


Ins = 5 A

n = 199 / 5 = 39,8 > 20



Donde:

e2l = fuerza electromotriz secundaria en V



Zrele = 0,004 Ω


Zs = 0,12 Ω


Zc = 15 VA / 52 A = 0,6 Ω

Memoria de Cálculo

98


n = 20


Ins = 5 A


( )A 178

12,028,0004,0

12,06,0520Ilp =

+++⋅⋅

=

La Ilp no supera el valor real:

Ilp = 178 A < 196 A

Al no superar la Ilp el valor real, se aumenta la potencia de precisión a 30 VA yla sección del conductor a 10 mm2.

Ahora los parámetros son los siguientes:

Zrele = 0,004 Ω

Zs = 0,2 Ω

Zc = 30 VA / 52 A = 1,2 Ω

Zcond = (1/57) · (40/10) =0,07 Ω

La intensidad límite de precisión es ahora:

( )A 510

2,007,0004,0

2,02,1520Ilp =

+++⋅⋅

=

Ilp supera el valor real de intensidad que circulará por el secundario.

Ilp = 510 A >> 196 A



Memoria de Cálculo

99



Iterm = 100 · In (40)


Iccf

5005,0t(I term ⋅⋅+≥ (41)

Donde:


A 81657969)50

5005,01(I term =⋅⋅+≥


Iterm = 100 · 200 =20000 A >> 8165 A




Idin = 2,5 · Iterm (42)


Idin > 2,5 · Ich (43)

Donde:


Memoria de Cálculo

100

Idin > 2,5 · 20321 = 50802 A


Idin = 2,5 · 20000 = 50000 A < 50802 A

El resultado no ofrece plenas garantías, pues está prácticamente en el límite,pero observando las características técnicas del transformador de intensidad se puedever que soporta hasta 150 kA de corriente de choque por lo que el transformadorsoportará los esfuerzos dinámicos.



a) Primer núcleo (Para protección diferencial de barras)





Ω=⋅⋅=⋅ρ⋅= 234,06

40

57

12

s

L2R

Donde:



P = 0,234·12 = 0,234 VA


Memoria de Cálculo

101

Pt = 0,234 + 0,06 = 0,294 VA


n = Is / Ins < 20

Siendo:


rt = 750 / 1 = 750Is = 7969 / 750 = 10,6 A


Ins = 1 A

n = 10,6 / 1 = 10,6 < 20





Iterm = 100 · In


Iccf

5005,0t(I term ⋅⋅+≥

Donde:


Memoria de Cálculo

102

A 81657969)5050

05,01(I term =⋅⋅+≥


Iterm = 100 · 750 =75000 A >> 8165 A




Idin = 2,5 · Iterm


Idin > 2,5 · Ich

Donde:


Idin > 2,5 · 20321 = 50802 A


Idin = 2,5 · 75000 = 187500 A >> 50802 A


2.6.2.7 – Salida de Líneas a 6 kV



Memoria de Cálculo

103



Carga:




Ω=⋅=⋅ρ= 117,06

40

57

1

s

LR

Donde:



P = 0,117·52 = 2,925 VA


Pt = 1 + 0,31 + 1 +2,925 = 5,235 VA








Memoria de Cálculo

104

Ω=⋅=⋅ρ= 28,05,2

40

57

1

s

LR

Donde:



P = 0,28·52 = 7 VA


Pt = 0,1 + 7 = 7,1 VA


n = Is / Ins < 20

Siendo:


rt = 400 / 5 = 80Is = 12125 / 80 = 151 A


Ins = 5 A

n = 151 / 5 = 30,2 > 20



Donde:

e2l = fuerza electromotriz secundaria en V



Memoria de Cálculo

105

Zrele = 0,004 Ω


Zs = 0,12 Ω


Zc = 15 VA / 52 A = 0,6 Ω


n = 20


Ins = 5 A


( )A 178

12,028,0004,0

12,06,0520Ilp =

+++⋅⋅

=

La Ilp supera el valor real de intensidad:

Ilp = 178 A > 151 A





Iterm = 100 · In


Memoria de Cálculo

106

Iccf

5005,0t(I term ⋅⋅+≥

Donde:


A 1242412125)5050

05,01(I term =⋅⋅+≥


Iterm = 100 · 400 =40000 A >> 12125 A




Idin = 2,5 · Iterm


Idin > 2,5 · Ich

Donde:


Idin > 2,5 · 30919 = 77297 A


Idin = 2,5 · 40000 = 100000 A > 77297 A


Memoria de Cálculo

107



a) Primer núcleo (Para protección diferencial de barras)





Ω=⋅⋅=⋅ρ⋅= 234,06

40

57

12

s

L2R

Donde:



P = 0,234·12 = 0,234 VA


Pt = 0,234 + 0,06 = 0,294 VA


n = Is / Ins < 20

Siendo:


rt = 750 / 1 = 750Is = 12125 / 750 = 16,1 A

Memoria de Cálculo

108


Ins = 1 A

n = 16,1 / 1 = 16,1 < 20



2.6.2.8 – Transformador de Intensidad en el Neutro del Zig-Zag

- Intensidad nominal 10 A- Relación de transformación 10/5 A- Número de núcleos necesarios 1

a) Primer núcleo (Para protección de sobreintensidad)

Carga.........................................Relé de sobreintensidad monofásico, 0,06 Ω


Impedancia del conductor (bifilar):

Ω=⋅⋅=⋅ρ⋅= 053,15,2

75

57

12

s

L2R

Donde:



P = 1,053·52 = 26,3 VA


Pt = (0,06 · 52)+ 26,3 = 27,8 VA

Memoria de Cálculo

109


No es necesario comprobar nada más, pues no está afectado por las corrientes decortocircuito de las fases, ni por los esfuerzos electrodinámicos, ni por los esfuerzostérmicos.

2.6.2.9 – Transformador para la Protección de Cuba

Se ha escogido un transformador toroidal con el fin de evitar tensiones decontacto peligrosas.

- Intensidad nominal 10 A- Relación de transformación 10/1 A- Número de núcleos necesarios 1


Por razones técnicas se necesita un núcleo de medición para protección, ya quese debe medir dos niveles de intensidad con un transformador. Se ajustará al nivelbajo, cumpliendo para la protección, pues con un nivel alto también funcionará.

Con el fin de no perjudicar el relé con un nivel alto, se ha escogido un núcleopara medición que se saturará rápidamente si la intensidad aumenta excesivamente.

Carga.........................................Relé de sobreintensidad monofásico. 0,06 Ω


Impedancia del conductor (bifilar):

Ω=⋅⋅=⋅ρ⋅= 053,15,2

75

57

12

s

L2R

Donde:



P = 1,053·12 = 1,053 VA

Memoria de Cálculo

110


Pt = (0,06 · 12)+ 1,053 = 1,113 VA

Se adopta un núcleo de 2,5 VA, clase de precisión 0,5.

Se saturará rápidamente con corrientes superiores a 10 A.

No es necesario comprobar nada más, pues no está afectado por las corrientes decortocircuito de las fases, ni por los esfuerzos electrodinámicos, ni por los esfuerzostérmicos.


2.6.3.1 – Líneas de Llegada

Por cada línea de llegada se tiene:

- Relación de transformación ....................................... 110/√3 - 0,11/√3 kV- Número de secundarios necesarios ............................ 1- Conexión del primario ............................................... Estrella

a) Primer secundario (Para protección)

Conexión del secundario ....................................................... EstrellaPotencia de precisión ............................................................ 140 VA

Carga:

Relé de distancia Carrier .................................. 30 VA1 Voltímetro ..................................................... 5 VA1 Frecuencímetro .............................................. 1 VARelé de frecuencia ............................................ 6 VAFrenado por tensión del relé de sobreint. ......... 30 VA

Carga total: 72 VA

Clase de precisión ............................................................... 0,2

Caída de tensión admisible ................................................ 0,5 V

Cálculo del conductor:

ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/m

Memoria de Cálculo

111

L = longitud del conductor = 90 mV = tensión = 110 VI = intensidad = 72 / (110 · √3) = 0,37 AS = sección = 1/57 · (90/0,5) · 0,37 = 1,193 mm2

Se adopta una sección de 1,5 mm2.

Se elige un transformador de tensión capacitivo CPDE 123-N-C de la marcaABB para servicio exterior.



a) Primer secundario (Para medición)


Carga:

Relé de máxima tensión .................................... 5 VARelé de mínima tensión ..................................... 5 VA1 Voltímetro ...................................................... 5 VA1 Vatímetro ....................................................... 7 VA1 Varímetro ....................................................... 7 VARelé de sobreintensidad direccional ................. 1 VA

Carga total: 30 VA




ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/mL = longitud del conductor = 45 mV = tensión = 110 VI = intensidad = 32 / (110 · √3) = 0,16 AS = sección = 1/57 · (45/0,1) · 0,16 = 1,32 mm2


Memoria de Cálculo

112

b) Segundo secundario (Para protección)


Carga:

Relé direccional hompolar............. ................. 0,8 VA




ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/mL = longitud del conductor = 45 mV = tensión homopolar = 110/√3 VI = intensidad = 0,8 / (110 · √3) = 0,004 AS = sección = 1/57 · (45/0,5) · 0,004 = 0,006 mm2


Se elige un transformador de tensión capacitivo UCP-36 con dos núcleos de lamarca ARTECHE para servicio interior de la marca ABB para servicio interior.





Carga:

Relé de máxima tensión .................................... 6 VARelé de mínima tensión .................................... 6 VA1 Voltímetro ..................................................... 5 VA1 Vatímetro ...................................................... 7 VA1 Varímetro ...................................................... 7 VA

Memoria de Cálculo

113

Relé de sobreintensidad direccional ................ 1 VA

Carga total: 32 VA






b) Segundo secundario (Para protección)


Carga:

Relé direccional hompolar............. ................. 0,8 VA




ρ = Resistividad del cobre = 1/57 Ω/mm2/mL = longitud del conductor = 45 mV = tensión homopolar = 110/√3 VI = intensidad = 0,8 / (110 · √3) = 0,004 AS = sección = 1/57 · (45/0,5) · 0,004 = 0,006 mm2


Se elige un transformador de tensión capacitivo UCP-7,2 con dos núcleos de lamarca ARTECHE para servicio interior de la marca ABB para servicio interior.

Memoria de Cálculo

114


Por cada embarrado se tiene:




Carga:

Alimentación de frenado por tensión de la protección desobreintensidad en las líneas de salida ............. 8 relés X 30 VA

Carga total: 240 VA

Clase de precisión ............................................................... 1





Se escoge un transformador de tensión modelo VCS-36, con 1 núcleo, de lamarca ARTECHE para servicio interior.



Memoria de Cálculo

115



Carga:

Alimentación de frenado por tensión de la protección desobreintensidad en las líneas de salida ............. 3 relés X 30 VA

Carga total: 90 VA

Clase de precisión ............................................................... 1





Se escoge un transformador de tensión modelo VCS-7,2, con 1 núcleo, de lamarca ARTECHE para servicio interior.



Muchos de los aparatos conectados a una red no sólo consumen potencia activasino que también consumen potencia reactiva. Con la finalidad de compensar elfactor de potencia de la carga se instalan baterías de condensadores.

La compensación del factor de potencia se llevará a cabo en los transformadoresde 110/25 kV, que es donde se prevé un factor de potencia desfavorable. En lostransformadores de 110/6 kV no será preciso realizar la compensación del factor depotencia porque sus cargas se prevén constantes y con un factor de potencia nuncainferior a cos ϕ = 0,85.

Memoria de Cálculo

116

El factor de potencia más desfavorable que se prevé en los transformadores de110/25 kV es cos ϕ1 = 0,75. Teniendo en cuenta que la potencia aparente máximaentre ambos transformadores es de 60 MVA, los valores de potencia activa y reactivaen el caso más desfavorable son:

P = S · cos ϕ = 60 · 0,75 = 45 MW

Q = S · sen ϕ = 60 · 0,66 = 39,6 MVAr

Esto supone un consumo de energía reactiva importante, con lo que eldesaprovechamiento de la energía activa provoca las consecuentes pérdidaseconómicas.

Con esta situación, la instalación de baterías de condensadores que suministrenla potencia reactiva necesaria para tener un factor de potencia más adecuado,permitirá un mayor aprovechamiento de la potencia activa, pudiendo, así, aumentar elnúmero de cargas a la subestación cuando sea necesario, rentabilizando la inversiónde las baterías a corto plazo.

2.7.2 – Cálculo de la Potencia Reactiva a Instalar

El factor de potencia deseado es cos ϕ2 = 0,9

La potencia reactiva (Qc) que deberá suministrar la batería de condensadoresmanteniendo la potencia activa consumida, se calcula a partir de la ecuación:

Qc = P · (tan ϕ1 – tan ϕ2) (39)

Siendo:

P = potencia activa de la subestación en MW.ϕ1 = ángulo para el factor de potencia más desfavorable, cos ϕ1 = 0,75.ϕ2 = ángulo para el factor de potencia deseado, cos ϕ2 = 0,9 .

La ecuación (39) es fácilmente deducible a partir del siguiente gráfico:

Memoria de Cálculo

117

ϕ2ϕ1

Figura 4. Compensación energía reactiva

Qc = 45 · (tan 41,4º - tan 25,8º) ≈ 18 MVAr

Por lo tanto, la potencia reactiva consumida de los transformadores será:

Q’ = Q – Qc = 39,6 – 18 =21,6 MVAr

Así, la nueva potencia aparente (S’) será:

S’2 = P2 + Q’2

S ≈ 50 MVA

Siendo sensiblemente inferior a la necesitada en principio para una mismapotencia activa. Esto permitirá poder aumentar la carga.

La potencia activa y reactiva consumida en la subestación será:

P = 60 · 0,9 = 54 MW

Q = 60 · 0,43 = 25,8 MVAr

2.8 – Pararrayos


La tensión nominal de descarga para la que están preparados los pararrayosviene definida por la expresión:

Vn = Ke · Vmáx

Memoria de Cálculo

118

Donde:

Ke = factor de conexión a tierraVmáx = tensión máxima para el material

Por su parte, la intensidad nominal de descarga para la que están preparados lospararrayos viene definida por la expresión:

Id = 2 · NBI / Zo

Siendo:

NBI = nivel básico de aislamientoZo = impedancia hompolar

2.8.2 – Pararrayos de 110 kV

• Tensión nominal de descarga

La tensión máxima para los materiales es 123 kV.

Las partes de 110 kV están conectadas a tierra a través de los neutros de lostransformadores de potencia, por lo que se tiene un coeficiente de reducción de 0,87.

Vn = 0,87 · 123 = 108 kV

• Intensidad de descarga

Para los equipos de 110 kV corresponderá, de acuerdo con el R..A.T., un nivelbásico de aislamiento a los impulsos de tensión tipo rayo de 550 kV. Mientras que seestima una impedancia homopolar de 125 Ω.

Id = 2 · 550 / 125 = 8,8 kA

Se adoptará un pararrayos autovalvular con una intensidad de descarga de 10kA.



La tensión máxima para los materiales es 36 kV.

Memoria de Cálculo

119

Las partes de 25 kV están conectadas a tierra a través del bobinado zig-zag, porlo que se tiene un coeficiente de reducción de 0,87.

Vn = 0,87 · 36 = 31,32 kV



Id = 2 · 170 / 35 = 9,7 kA




La tensión máxima para los materiales es 7,2 kV.

Las partes de 110 kV están conectadas a tierra a través de los neutros de lostransformadores de potencia, por lo que se tiene un coeficiente de reducción de 0,87.

Vn = 0,87 · 7,2 = 6,2 kV



Id = 2 · 60 / 15 = 8 kA



Oscar Leal García


3. PLANOS


Junio / 2002.

PLANOS

3.1 – Situación


3.3 –Planta

3.4 – Sección A – A

3.5 – Sección B – B

3.6 – Sección C – C

3.7 – Esquema Unifilar


3.9 – Conexión, Grapa y Pica Puesta a Tierra

3.10 – Estructura Metálica Embarrado 110 kV

3.11 – Estructura Metálica – Detalles – Embarrado 110 kV

3.12 – Aislador 110 kV

3.13 – Cubeto Trafo 30 MVA

3.14 – Zanjas

MASBOQUERA

L´HOSPITALET DEL´INFANT

MASRIUDOMS

CASTELLO

Ctra. C-233

Des

dobl

amen

t FFC

C B

arce

lona

-Val

enci

a

Subestación Transformadora 110/25/6 kV 75 MVA

DE

PÓSIT

O D

E A

CE

ITE

TRS.S.A.A.

SALA DE CONTROL

TR - 1

SALA DE CELDAS

A

TR - 3

W.C.

OFICINA

ALMACÉN

C

B.C.E.

A

BTR - 4 TR - 2


C

B

110 / 0,11 kV110 / 0,11 kV

400 / 5 - 5 A400 / 5 - 5 A

I0 I0

110 kV

I1 I1 I1 I1

200 / 5 - 5 - 5 A 100 / 5 - 5 - 5 A 100 / 5 - 5 - 5 A 200 / 5 - 5 - 5 A

10 / 1 A

10 / 5 A

10 / 1 A 10 / 1 A 10 / 1 A

10 / 5 A

TR - 1110/25 kV9,428 %30 MVA

TR - 3110/6 kV9,89 %7,5 MVA

TR - 2110/25 kV9,428 %30 MVA

TR - 4110/6 kV9,89 %7,5 MVA

750 / 5 - 5 - 5 A

750 / 1 - 1 A

750 / 5 - 5 - 5 A

750 / 1 - 1 A

6 / 0,11 kV 6 / 0,11 kV

I3 I3

750 / 5 - 5 - 5 A

750 / 1 - 1 A

25 / 0,11 kV25 / 0,11 kV

750 / 5 - 5 - 5 A

750 / 1 - 1 A

I2I2

200 / 5 - 5 A

750 / 1 A

200 / 5 - 5 A

750 / 1 A

200 / 5 - 5 A

750 / 1 A750 / 1 A

200 / 5 - 5 A200 / 5 - 5 A

750 / 1 A

I2

I4I4

I4I4

I4

25 kV

6 kV

25 / 0,11 kV

25 / 0,11 kV

6 / 0

,11

kV

I5 I5 I5

400 / 5 - 5 A

750 / 1 A 750 / 1 A

400 / 5 - 5 A

750 / 1 A

400 / 5 - 5 A

TRSA - 26/0,38 kV3,15 %25 kVA

TR

SA - 1

25/0,38 kV4 %160 kV

A


BATERÍAS DE CONDENSADORES

ACOPLAMIENTO DE BARRAS


POLÍGONO INDUSTRIAL "LES

TAPIES"

HOSPITALET DE L'INFANT

MIAMI PLAYA

ESTACIÓN DE BOMBEO

PLANTA DEPURADORA

SERVICIOS AUXILIARES (RESERVA)

B.B. B.B.

CABLE DE Cu 95 mm2 DESNUDO

PICA DE TIERRA 2m



Escala 1:1

Escala 1:5

Escala 1:25

AISLADOR DE CADENA PARA 110 kV


A

σ > 2



4. PRESUPUESTO


Junio / 2002.

Presupuesto

PRESUPUESTO

4.1 – Cuadro de Precios

4.2 – Mediciones

4.3 – Aplicación de Precios

4.4 – Resumen del Presupuesto

Presupuesto

1

4.1 – Cuadro de Precios

Nº DESIGNACIÓNPrecio

UnitarioUd.

Medida

Capítulo I. Obra civil de la subestación

1 Explanación del terreno 6,79 m2

2 Excavación del terreno para cimentaciones, apoyosy soportes

18,63 m3

3 Hormigón fundación CPA-350 σ > 225 kg/ cm2 decanto rodado tamaño máx. 40 mm

25,96 m3

4Hormigonado en masa para fundiciones comosolera de regulación y nivelación de 10 cm deespesor

23,64 m3

5 Hormigón pobre CPA-5 σ > 2 kg/cm2 para soporteviga railes

9,12 m3

6 Arqueta de derivación con 0.75m de profundidad,0,9m de ancho y 0,7m de largo para paso aceite

40,56 U

7 Suministro de grava seleccionada hasta la obra 2,75 m3

8 Edificio para disposición de sala de control,almacén, despacho y servicio

60101,21 U

9 Edificio para disposición de sala de celdas 480880,96 U

10 Muro cortafuegos de hormigón entretransformadores

721,21 U

Presupuesto

2

Capítulo II. Aisladores, soportes, estructuras y accesorios

11 Cadenas de aisladores 110 kV 9,42 U

12 Conjunto de grapas de suspensión 1,86 U

13 Enrejado de malla metálica 4,81 m2

14 Estructura metálica L-70.70.7 embarrado 110 kV ylínea de llegada

2704,55 U

15 Perfiles L-40.40.4 unión estructuras metálicas 1803,03 U

16 Tornillería calidad 5.6 según Norma DIN 7990 0,63 U

17 Apoyos de interruptores 184,33 U

18 Apoyos de seccionadores de línea 172,41 U

19 Apoyos de seccionadores de tierra 173,69 U

20 Apoyos de trafo de tensión 154,86 U

21 Apoyos bobinado zig-zag 210,15 U

22 Apoyos de trafo de intensidad 156,28 U

23 Placas de aviso ACME 6,16 U

Presupuesto

3

Capítulo III. Red de tierras

24 Conductor de tierra de Cu desnudo de sección 95mm2 marca CRANE

6,61 m

25 Tubo aislante IP – 7 4,21 m

26 Soldaduras aluminotérmicas 17,36 U

27 Electrodo de grafito PROCAINSA 39,94 U

Capítulo IV. Transformadores de Potencia

28 Brow Boberi-Oerlikon 110/25 kV 30MVA 376984,84 U

29 Brow Boberi-Oerlikon 110/6 kV 7,5MVA 308018,70 U

30 Diestre 25 / 0,380 kV 160 kVA 29.437,57 U

31 Diestre 6 / 0,380 kV 25 kVA 15.960,87 U

Capítulo V. Equipos 110 kV

32 Interruptores automáticos de hexafluoruro deazufre de 110 kV SPRECHER ENERGIE

22.718,26 U

33 Seccionadores mod. XM34 8.755,88 U

34 Bobinas de bloqueo 6.010,10 U

Presupuesto

4

35 Pararrayos autovalvulares OERLIKON 1.807,84 U

Capítulo VI. Equipos de 25 kV

36 Interruptores automáticos de hexafluoruro deazufre de 25 kV FB4 SPRECHER ENERGIE

11.407,21 U

37 Seccionadores mod. A-03d 4.747,94 U

38 Pararrayos autovalvulares OERLIKON BHF3d 1025,23 U

39 Conjunto de celdas blindadas aisladas en gas SF6 7.095,22 U

Capítulo VII. Equipos de 6 Kv

40 Interruptores automáticos de hexafluoruro deazufre de 6 kV FB6 SPRECHER ENERGIE

6525,21 U

41 Seccionadores mod. A-05d 2925,65 U

42 Pararrayos autovalvulares OERLIKON BHF5d 854,21 U

43 Conjunto de celdas blindadas aisladas en gas SF6 6.124,23 U

Capítulo VIII. Conductores

44 Conductor de embarrado 110 kV HALCÓN 6,13 m

45 Conductor PIRELLI a transformadores 110/25 kV 5,75 m

Presupuesto

5

46 Conductor LA-180 a transformadores 110/6 kV 4,23 m

47 Conductor EPROTENAX H VEMEX acabinas de 25 kV

4,87 m

48 Conductor EPROTENAX H VEMEX acabinas de 6 kV

3,17 m

49 Pirepol. 10 mm2 0,96 m



52 Pirepol. 2,5 mm2 0,24 m

Capítulo IX. Equipos Auxiliares

53 Baterías de condensadores 25 kV 4 MAVr SIKAP 1875,45 U

54 Equipo de baterías y rectificador TUDOR 8356,80 U

Capítulo X. Transformadores de Tensión

55 CPDE 123-N-C. 1 núcleo. ABB 2.829,56 U

56 UCP-36. 2 núcleos. ARTECHE 691,16 U

57 UCP-36. 1 Núcleo. ARTECHE. 546,92 U

Presupuesto

6

58 UCP-7,2. 2 núcleos. ARTECHE 451,98 U

59 UCP-7,2. 1 Núcleo. ARTECHE. 390,50 U

Capítulo XI. Transformadores de Intensidad

60 IMBD-123. 2 núcleos. 400/5-5 A. ABB 2.824,76 U

61 IMBD-123. 3 núcleos. 200/5-5-5 A. ABB 3.155,31 U

62 IMBD-123. 3 núcleos. 100/5-5-5 A. ABB 2954,23 U

63 ACH-36. 3 núcleos. 750/5-5-5 A. ARTECHE 873,97 U

64 ACH-36. 2 núcleos. 750/1-1 A. ARTECHE 810,86 U

65 ACH-36. 2 núcleos. 200/5-5 A. ARTECHE 690,66 U

66 ACH-36. 1 núcleo. 750/1 A. ARTECHE 744,75 U

67 ACH-36. 1 núcleo. 10/5 A. ARTECHE 450,25 U

68 AVD-36. 1 núcleo. 10/1 A. ARTECHE 426,21 U

69 ACH-7,2. 3 núcleos. 750/5-5-5 A. ARTECHE 556,26 U

70 ACH-7,2. 2 núcleos. 750/1-1 A. ARTECHE 510,15 U

Presupuesto

7

71 ACH-7,2. 2 núcleos. 400/5-5 A. ARTECHE 635,24 U

72 ACH-7,2. 1 núcleo. 750/1 A. ARTECHE 602,47 U

73 AVD-7,2. 1 núcleo. 10/1 A. ARTECHE 420,25 U

Capitulo XII. Otros

74 Instalación total de baja tensión 380-220 V 21035,42 U

75 Elementos y estructuras de iluminación 7108,60 U

76 Pértiga aislante CM 5 160. CLATU 63,11 U

77 Banqueta aislante CT 7. CLATU 70,08 U

78 Guantes aislantes CG 30. CLATU 79,93 U

79 Mono aislante 170 kV. CLATU 287,35 U

80 Puerta automática de acceso a la subestación 1562,63 U

Presupuesto

8

4.2 – Mediciones

Nº DESIGNACIÓN Parte Larg. Anch. Alto Total


1 Explanación del terreno 1 60 68 4080 m2

2 Excavación del terreno paracimentaciones, apoyos y soportes

1 24 25 1,5 900 m3

3Hormigón fundación CPA-350 σ> 225 kg/ cm2 de canto rodadotamaño máx. 40 mm

1 24 25 1.5 900 m3

4

Hormigonado en masa parafundiciones como solera deregulación y nivelación de 10 cmde espesor

1 24 25 0,1 60 m3

5 Hormigón pobre CPA-5 σ > 2kg/cm2 para soporte viga raíles

8 2,2 0.5 1 1,1 m3

6Arqueta de derivación con 0.75mde profundidad, 0,9m de ancho y0,7m de largo, para paso aceite

4 4 U

7 Suministro de grava seleccionadahasta la obra

1 39 51 0,1 198,9 m3

8Edificio para disposición de salade control, almacén, despacho yservicio

1 1 U

9 Edificio para disposición de salade celdas

1 1 U

10 Muro cortafuegos de hormigónentre transformadores

3 3 U

Presupuesto

9


11 Cadenas de aisladores 110 kV 42 42 U

12 Conjunto de grapas desuspensión

42 42 U

13 Enrejado de malla metálica 1 242 2,2 532,4 m2

14Estructura metálica L-70.70.7embarrado 110 kV y línea dellegada

17 17 U

15 Perfiles L-40.40.4 uniónestructuras metálicas

9 9 U

16 Tornillería calidad5.6 segúnNorma DIN 7990

1500 1500 U

17 Apoyos de interruptores 18 18 U

18 Apoyos de seccionadores delínea

24 24 U

19 Apoyos de seccionadores detierra

6 6 U

20 Apoyos de trafo de tensión 6 6 U

21 Apoyos bobinado zig-zag 2 2 U

22 Apoyos de trafo de intensidad 18 18 U

23 Placas de aviso ACME 8 8 U

Presupuesto

10


24Conductor de tierra de Cudesnudo de sección 95 mm2

marca CRANE1 2168 2168 m

25 Tubo aislante IP – 7 1 63 63 m

26 Soldaduras aluminotérmicas 270 270 U

27 Electrodo de grafitoPROCAINSA

28 28 U


28 Brow Boberi-Oerlikon 110/25kV 30MVA

2 2 U

29 Brow Boberi-Oerlikon 110/6 kV7,5MVA

2 2 U

30 Diestre 25 / 0,380 kV 160 kVA 1 1 U

31 Diestre 6 / 0,380 kV 25 kVA 1 1U


32Interruptores automáticos dehexafluoruro de azufre de 110kV SPRECHER ENERGIE

6 6 U

33 Seccionadores mod. XM34 10 10 U

34 Bobinas de bloqueo 2 2 U

Presupuesto

11

35 Pararrayos autovalvularesOERLIKON

12 12 U


36Interruptores automáticos dehexafluoruro de azufre de 25 kVFB4 SPRECHER ENERGIE

8 8 U

37 Seccionadores mod. A-03d 16 16 U

38 Pararrayos autovalvularesOERLIKON BHF3d

15 15 U

39 Conjunto de celdas blindadasaisladas en gas SF6

8 8 U


40Interruptores automáticos dehexafluoruro de azufre de 6 kVFB6 SPRECHER ENERGIE

5 5 U

41 Seccionadores mod. A-05d 5 5 U

42Pararrayos autovalvularesOERLIKON BHF5d 9 9 U


5 5 U


44 Conductor de embarrado 110 kVHALCÓN

1 144 144 m

45 Conductor PIRELLI atransformadores 110/25 kV

1 90 90 m

Presupuesto

12

46 Conductor LA-180 atransformadores 110/6 kV

1 90 90 m

47Conductor EPROTENAX HVEMEX a cabinas de 25 kV

1 165 165 m

48Conductor EPROTENAX HVEMEX a cabinas de 6 kV

1 150 150 m

49 Pirepol. 10 mm2 1 500 500 m

50 Pirepol. 6 mm2 750 750 m

51 Pirepol. 4 mm2 300 300 m

52 Pirepol. 2,5 mm2 300 300 m

Capítulo IV. Equipos Auxiliares

53 Baterías de condensadores 25kV 4 MAVr SIKAP

5 5 U

54 Equipo de baterías y rectificadorTUDOR

1 1U


55 CPDE 123-N-C. 1 núcleo. ABB 6 6 U

56 UCP-36. 2 núcleos. ARTECHE 6 6 U

57 UCP-36. 1 Núcleo. ARTECHE. 6 6 U

Presupuesto

13

58 UCP-7,2. 2 núcleos. ARTECHE 6 6 U

59 UCP-7,2. 1 Núcleo. ARTECHE. 6 6 U


60 IMBD-123. 2 núcleos. 400/5-5A. ABB

6 6 U

61 IMBD-123. 3 núcleos. 200/5-5-5A. ABB

6 6 U

62 IMBD-123. 3 núcleos. 100/5-5-5A. ABB

6 6 U

63 ACH-36. 3 núcleos. 750/5-5-5 A.ARTECHE

6 6 U

64 ACH-36. 2 núcleos. 750/1-1 A.ARTECHE

6 6 U

65 ACH-36. 2 núcleos. 200/5-5 A.ARTECHE

15 15 U

66 ACH-36. 1 núcleo. 750/1 A.ARTECHE

15 15 U


2 2 U

68 AVD-36. 1 núcleo. 10/1 A.ARTECHE

2 4 U

69 ACH-7,2. 3 núcleos.750/5-5-5 A.ARTECHE

6 6 U

70 ACH-7,2. 2 núcleos. 750/1-1 A.ARTECHE

6 6 U

Presupuesto

14

71 ACH-7,2. 2 núcleos. 400/5-5 A.ARTECHE

9 9 U

72 ACH-7,2. 1 núcleo. 750/1 A.ARTECHE

9 9 U

73 AVD-7,2. 1 núcleo. 10/1 A.ARTECHE

2 2 U

Capitulo XII. Otros

74 Instalación total de baja tensión380-220 V

1 1 U

75 Elementos y estructuras deiluminación

1 1 U

76 Pértiga aislante CM 5 160.CLATU

6 6 U

77 Banqueta aislante CT 7. CLATU 6 6 U

78 Guantes aislantes CG 30.CLATU

4 4 U

79 Mono aislante 170 kV. CLATU 4 4 U

80 Puerta automática de acceso a lasubestación

1 1 U

Presupuesto

15

4.3 – Aplicación de Precios

Nº DESIGNACIÓN Precio MediciónPrecio

PartidaPrecio

Capítulo


1 Explanación del terreno 6,79 4080 m2 27703,2

2Excavación del terreno paracimentaciones, apoyos ysoportes

18,63 900 m3 16767

3Hormigón fundación CPA-350 σ > 225 kg/ cm2 de cantorodado tamaño máx. 40 mm

25,96 900 m3 23364

4

Hormigonado en masa parafundiciones como solera deregulación y nivelación de 10cm de espesor

23,64 60 m3 1418,4

5Hormigón pobre CPA-5 σ >2 kg/cm2 para soporte vigaraíles

9,12 1,1 m3 10,03

6

Arqueta de derivación con0.75m de profundidad, 0,9mde ancho y 0,7m de largo,para paso aceite

40,56 4 U 162,24

7 Suministro de gravaseleccionada hasta la obra

2,75 198,9 m3 546,97

8Edificio para disposición desala de control, almacén,despacho y servicio

60101,21 1 U 60101,21

9 Edificio para disposición desala de celdas

480880,96 1 U 480880,96

10Muro cortafuegos dehormigón entretransformadores

721,21 3 U 2163,63

613117,65

Presupuesto

16


11Cadenas de aisladores 110kV 9,42 42 U 395,64

12Conjunto de grapas desuspensión 1,86 42 U 78,12

13 Enrejado de malla metálica 4,81 532,4 m2 2560,84

14Estructura metálica L-70.70.7 embarrado 110 kV ylínea de llegada

2704,55 17 U 45977,35

15Perfiles L-40.40.4 uniónestructuras metálicas 1803,03 9 U 16227,27

16Tornillería calidad5.6 segúnNorma DIN 7990 0,63 1500 U 945

17 Apoyos de interruptores 184,33 18 U 3317,94

18Apoyos de seccionadores delínea 172,41 24 U 4137,84

19Apoyos de seccionadores detierra 173,69 6 U 1042,14

20 Apoyos de trafo de tensión 154,86 6 U 929,16

21 Apoyos bobinado zig-zag 210,15 2 U 420,3

22Apoyos de trafo deintensidad 156,28 18 U 2813,04

23 Placas de aviso ACME 6,16 8 U 79,28

78893,93

Presupuesto

17


24Conductor de tierra de Cudesnudo de sección 95 mm2

marca CRANE6,61 2168 m 14330,48

25 Tubo aislante IP – 7 4,21 63 m 265,23

26 Soldaduras aluminotérmicas 17,36 270 U 4687,20

27 Electrodo de grafitoPROCAINSA

39,94 28 U 1118,32

20401,23


28 Brow Boberi-Oerlikon110/25 kV 30MVA

376984,84 2 U 753969,68

29 Brow Boberi-Oerlikon 110/6kV 7,5MVA

308018,70 2 U 616037,40

30 Diestre 25 / 0,380 kV 160kVA

29437,57 1 U 29437,57

31 Diestre 6 / 0,380 kV 25 kVA 15960,87 1U 15960,87

1415405,5


32

Interruptores automáticos dehexafluoruro de azufre de110 kV SPRECHERENERGIE

22718,26 6 U 136309,56

Presupuesto

18

33 Seccionadores mod. XM34 8755,88 10 U 87558,80

34 Bobinas de bloqueo 6010,10 2 U 12020,2

35 Pararrayos autovalvularesOERLIKON

1807,84 12 U 21694,08

257582,64


36

Interruptores automáticos dehexafluoruro de azufre de 25kV FB4 SPRECHERENERGIE

11407,21 8 U 91257,68

37 Seccionadores mod. A-03d 4747,94 16 U 75967,04


1025,23 15 U 15378,45


7095,22 8 U 56761,76

239364,93


40

Interruptores automáticos dehexafluoruro de azufre de 6kV FB6 SPRECHERENERGIE

6525,21 5 U 32626,05

41 Seccionadores mod. A-05d 2925,65 5 U 14628,25


854,21 9 U 7687,89

Presupuesto

19


6124,23 5 U 30621

85563,34


44 Conductor de embarrado 110kV HALCÓN

6,13 144 m 882,72

45 Conductor PIRELLI atransformadores 110/25 kV

5,75 90 m 517,50

46 Conductor LA-180 atransformadores 110/6 kV

4,23 90 m 380,70

47Conductor EPROTENAXH VEMEX a cabinas de25 kV

4,87 165 m 803,55

48Conductor EPROTENAXH VEMEX a cabinas de 6kV

3,17 150 m 475,50

49 Pirepol. 10 mm2 0,96 500 m 480

50 Pirepol. 6 mm2 0,6 750 m 450

51 Pirepol. 4 mm2 0,39 300 m 117

52 Pirepol. 2,5 mm2 0,24 300 m 72

4178,97

Presupuesto

20

Capítulo IV. Equipos Auxiliares

53 Baterías de condensadores25 kV 4 MAVr SIKAP

1875,45 5 U 9377,25

54 Equipo de baterías yrectificador TUDOR

8356,80 1U 8656,80

17734,05


55 CPDE 123-N-C. 1 núcleo.ABB

2829,56 6 U 16977,36

56 UCP-36. 2 núcleos.ARTECHE

691,16 6 U 4146,96

57 UCP-36. 1 Núcleo.ARTECHE.

546,92 6 U 3281,52

58 UCP-7,2. 2 núcleos.ARTECHE

451,98 6 U 2711,88

59 UCP-7,2. 1 Núcleo.ARTECHE.

390,50 6 U 2343

29460,72


60 IMBD-123. 2 núcleos. 400/5-5 A. ABB

2824,76 6 U 16948,56

61 IMBD-123. 3 núcleos. 200/5-5-5 A. ABB

3155,31 6 U 18931,86

Presupuesto

21

62 IMBD-123. 3 núcleos. 100/5-5-5 A. ABB

2954,23 6 U 17725,38

63 ACH-36. 3 núcleos. 750/5-5-5 A. ARTECHE

873,97 6 U 5243,82

64 ACH-36. 2 núcleos. 750/1-1A. ARTECHE

810,86 6 U 4865,16

65 ACH-36. 2 núcleos. 200/5-5A. ARTECHE

690,66 15 U 10359,90


744,75 15 U 11171,25


450,25 2 U 900,50

68 AVD-36. 1 núcleo. 10/1 A.ARTECHE

426,21 4 U 1704,84

69 ACH-7,2. 3 núcleos.750/5-5-5 A. ARTECHE

556,26 6 U 3337,56

70 ACH-7,2. 2 núcleos. 750/1-1A. ARTECHE

510,15 6 U 3060,90

71 ACH-7,2. 2 núcleos. 400/5-5A. ARTECHE

635,24 9 U 5717,16

72 ACH-7,2. 1 núcleo. 750/1 A.ARTECHE

602,47 9 U 5422,23

73 AVD-7,2. 1 núcleo. 10/1 A.ARTECHE

420,25 2 U 840,50

106229,62

Presupuesto

22

Capitulo XII. Otros

74 Instalación total de bajatensión 380-220 V

21035,42 1U 21035,42

75 Elementos y estructuras deiluminación

7108,60 1U 7108,60

76 Pértiga aislante CM 5 160.CLATU

63,11 6 U 378,66

77 Banqueta aislante CT 7.CLATU

70,08 6 U 420,48

78 Guantes aislantes CG 30.CLATU

79,93 4 U 319,72

79 Mono aislante 170 kV.CLATU

287,35 4 U 1149,4

80 Puerta automática de accesoa la subestación

1562,63 1U 1562,63

31974,91

Presupuesto

23

4.4 – Resumen del Presupuesto

Capítulo I Obra Civil de la Subestación 613117,65

Capítulo II Aisladores, soportes, estructuras y accesorios 78893,93

Capítulo III Red de tierras 20401,23

Capítulo IV Transformadores de potencia 1415405,50

Capítulo V Equipos de 110 kV 257582,64

Capítulo VI Equipos de 25 kV 239364,93

Capítulo VII Equipos de 6 kV 85563,34

Capítulo VIII Conductores 4178,97

Capítulo IX Equipos auxiliares 17734,05

Capítulo X Transformadores de tensión 29460,72

Capítulo XI Transformadores de intensidad 106229,62

Capítulo XII Otros 31974,91

PEM 2899907,49

Gastos Generales 13 % PEM 376987,97

Beneficio Industrial 6 % PEM 173994,45

3450889,91

IVA 16 % 552142,38

TOTAL 4003032,29

El importe total asciende a la cantidad de CUATRO MILLONES TRES MILTREINTA Y DOS euros con VEINTINUEVE céntimos.


Oscar Leal García


5. PLIEGO DE CONDICIONES


Junio / 2002.

Pliego de Condiciones

PLIEGO DE CONDICIONES

4.1. Condiciones Generales

4.2. Condiciones técnicas

4.3. Condiciones facultativas

4.4. Condiciones económicas

4.5. Condiciones administrativas


1

4.1. Condiciones Generales

El presente proyecto tiene carácter de obligado cumplimiento, una vez

cumplimentado con los sellos oportunos y legalizado.

Garantiza el cumplimiento de todos los reglamentos y disposiciones vigentes en

el terreno de las subestaciones transformadoras de distribución.

• El proyecto desarrolla el estudio de una subestación transformadora de

distribución para una potencia firme de 75 MVA, con una relación de

transformación de 110 / 25 / 6 kV, situada en el término municipal de

L’Hospitalet de l’Infant, en la comarca del Baix Camp, y a una altitud sobre el

nivel del mar de 40 m.

• El contratista, en el momento de inicio de la obra hará un reconocimiento del

terreno y comprobará la posibilidad de llevar a cabo el proyecto; haciendo un

replanteamiento del mismo y especificando las mejoras o reformas que considere

oportunas, las cuales presentará al Director de Obra.

• A partir de la fecha en que se ejecute el replanteamiento se iniciarán los trabajos

según el programa previsto entre las partes contratantes, salvo en el caso en que,

después de efectuado el replanteamiento, se observasen anomalías o graves

impedimentos para la realización de la obra. Otorgándose en este supuesto la

demora necesaria por parte del contratante.

• La interpretación del proyecto y su dirección serán misión exclusiva del Director

de Obra, el cual, según su criterio, resolverá todas las dudas y suplirá omisiones;


2

autorizando en su caso, posibles ampliaciones de la instalación.

• Tanto el Director de Obra como el personal que el propietario considere

necesario, tendrán en todo momento acceso a la obra. El contratista dará todo

tipo de facilidades para la realización de este cometido.

• Cualquier modificación en el presente pliego de condiciones no podrá ser

introducida por el propietario sin previo aviso por escrito a la empresa

contratante y a la dirección de obra, quienes tendrán que dar su conformidad.

• El propietario podrá solicitar modificaciones de especificación o diseño en el

curso de los trabajos de construcción. La repercusión de los mismos sobre los

precios o plazos de entrega se convendrán de común acuerdo por escrito entre

ambas partes.

• La Dirección de Obra se reserva el derecho de solicitar modificaciones en el

curso de los trabajos, bien sean de especificaciones, planos, etc., de la siguiente

forma:

a) Sin suplemento de precios, siempre que las modificaciones solicitadas

no originen desechos en la estructura construida.

b) Con suplemento de precios, siempre que las modificaciones solicitadas

requieran un aumento en la construcción o gastos suplementarios.

• El contratista llevará a cabo la instalación de los distintos equipos de

construcción, por indicación del Director de Obra, quedando exento de cuanta

responsabilidad pudiese derivarse de una inadecuada disposición de éstos.


3

Una vez concluido el montaje del material, la instalación será sometida a una

detallada inspección que llevarán a cabo propietario y constructor.

Una vez finalizada se redactará por ambas partes un documento de recepción

provisional.

• La recepción definitiva se efectuará doce meses después de la provisional,

considerándose ésta definitiva en cualquier caso, transcurridos veinte meses

desde la salida del material de fábrica y siempre que en el periodo transcurrido

desde la recepción provisional, el resultado fuese satisfactorio.

Si la empresa constructora tuviese que reparar o sustituir algún elemento de la

instalación, se aplicará a éste un plazo de garantía nuevo de doce meses,

contados a partir de la sustitución o reparación.

• El contrato podrá ser rescindido por:

a) Fallecimiento del contratista.

b) Incumplimiento de acuerdos por ambas partes.

c) Causas de fuerza mayor, no pudiéndose iniciar las obras en un largo

periodo o teniéndose que suspender definitivamente.

d) Resultar las modificaciones a adoptar con un valor superior al 20% del

valor del proyecto.

En todos estos casos se abonará al contratista el importe de la obra, salvo que se

observase negligencia por su parte.

• Será responsabilidad de la empresa constructora la observación v seguimiento de


4

las normas de buena instalación, así como cuanto se derive de una probada

negligencia en la ejecución de los trabajos.

Queda para la Dirección de Obra la supervisión y la facultad de la no admisión

de los trabajos, siendo responsabilidad de ésta la correcta interpretación del

proyecto.

• En caso de surgir discrepancias entre el contratante y el contratista, cualquiera de

las dos partes podrá solicitar la suspensión de los trabajos, liquidándose la obra

realizada hasta el momento, con arreglo a las siguientes cláusulas:

a) Desde el momento de la solicitud de suspensión por una de las partes, el

constructor debe someterse al plan que señale el Director de Obra, para

dejar ésta en fácil estado de conservación y en condiciones de una

posterior reanudación, no pudiendo transcurrir más de diez días ni más

de treinta entre la petición de la suspensión y el cese de los trabajos.

b) Al tener lugar la suspensión, el propietario subrogará en las

obligaciones y derechos dimanantes de los contratos y encargos

verbales que tenga el constructor formalizados para proveer de

materiales y equipos a la obra.

• Los litigios que puedan resultar de la aplicación de este pliego de condiciones,

serán resueltos por un árbitro único o por un tribunal arbitral.

Los árbitros juzgarán soberanamente y sin apelación, cumplirán las formas,

procedimientos y plazos establecidos en el código civil.


5

4.2. Condiciones técnicas

• Los ensayos de fábrica sobre la aparamenta eléctrica acabada comprenderá, de

una manera general, el control de todos los materiales acabados, así como los

ensayos encaminados a comprobar los valores indicados.

El importe de estos ensayos estará incluido en el precio de los aparatos, salvo

gastos de estancia y viajes de los delegados enviados, que serán por cuenta del

propietario.

Los ensayos se realizarán sobre:

a) Interruptores :

- Ensayo de resistencia. Mil maniobras de enganche y

desenganche a la cadencia convenida.

- Ensayo de rigidez dieléctrica en seco y bajo lluvia, entre

piezas de baja tensión y tierra a 50 Hz.

- Ensayo de choque.

- Medida de la velocidad de apertura de los contactos.

- Medida de la intensidad absorbida por el motor de tensado de

los resortes.

b) Seccionadores:

- Ensayo de rigidez dieIéctrica entre piezas de baja tensión y

tierra a 50 Hz.

- Ensayo de choque.

- Ensayo de calentamiento de contactos.


6

c) Transformadores de potencia:

- Ensayo de rigidez dieléctrica.

- Ensayo de choque.

- Ensayo de regulación en carga.

- Ensayo de calentamiento.

- Medida de nivel de ruido.

d) Transformadores de tensión:


- Ensayo de precisión, con determinación de las curvas de

relación de transformación y ángulo de desfases.

- Ensayo de resistencia a los cortocircuitos.

e) Transformadores de intensidad:


- Ensayo de precisión.

- Ensayo de sobreintensidad.

f) Pararrayos autovalvular:

- Determinación de las características de tensión e intensidad.

- Ensayos dielétricos.

g) Aparatos indicadores:

- Ensayo de precisión.

- Ensayo de amortiguamiento

- Ensayo de robustez.

- Ensayo de aislamiento.


7

h) Contadores de energía:

- Valor del par motor a carga.

- Coeficiente de calidad.

- Consumo de bobinas.

- Ensayo de aislamiento.

• El propietario podrá realizar los ensayos en los talleres de la casa suministradora

sobre un aparato escogido como muestra al azar entre los que formen el lote, de

acuerdo con las normas establecidas:

a) Si el resultado es satisfactorio, el material se expedirá a su lugar de

destino.

b) Si el resultado en uno de los aparatos no fuese satisfactorio, la casa

suministradora efectuará por su cuenta el ensayo de todos los aparatos

que formen el lote correspondiente.

• Todos los transformadores, tanto los de potencia como los de medida y

protección, llevarán colocada su placa de características en un lugar visible y

seguro.

En las placas figurarán el nombre del fabricante, modelo y número de serie, así

como grupos de conexión, tensiones nominales, tensiones de aislamiento,

frecuencia nominal, potencias de precisión, número de arrollamientos

secundarios y cuantos datos sean necesarios y de interés.

• En los interruptores automáticos se indicarán claramente las posiciones de

"abierto" y "cerrado" mediante rótulos en el mecanismo de maniobra.


8

• Cuando los seccionadores estén equipados con cuchillas de puesta a tierra,

deberán estar dotados de un enclavamiento seguro entre las cuchillas principales

y las de tierra.

• El nivel de aislamiento de los materiales corresponderá con los valores que

figuran en el reglamento para las tensiones nominales de 110 , 25 y 6 kV.

Los ensayos de tensión soportada por las instalaciones o por los distintos

aparatos que la componen, estarán destinados a la comprobación de sus niveles

de aislamiento.

• Para los grandes transformadores de potencia y con el fin de evitar el deterioro

de éstos por proyección de aceite o cascotes al averiarse otro próximo, se

instalarán pantallas protectoras de hormigón entre éstos, con las dimensiones y

resistencia mecánica apropiadas.

Los transformadores de potencia deben tener las ruedas bloqueadas durante su

funcionamiento.

• Todos los cables de fuerza, control y señalización instalados exteriormente al

transformador, deberán resistir a la degradación de los líquidos aislantes y

agentes meteorológicos y no propagar la llama.

Idéntico comportamiento se observará para los conductores de la instalación

subterránea.

• Deberán ponerse a tierra todas las partes metálicas de los transformadores de

medida que no se encuentren sometidas a tensión, a fin de evitar posibles

contactos.


9

• Los cables de unión de las estructuras a la red de tierra que queden en la

superficie, se pintarán de amarillo para su fácil detección. Estos cables

atravesarán las cimentaciones para su conexión a la malla.

• Las uniones de los cables que forman las mallas de tierra y las conexiones de las

distintas líneas de tierra a éstas, se realizarán con soldadura exotérmica.

• Después de construida la instalación de tierras, se harán las comprobaciones y

verificaciones previstas "in situ" y se efectuarán los cambios necesarios para

cumplir las prescripciones generales de seguridad.

• Las conducciones y depósitos de almacenamiento de agua, se instalarán

suficientemente alejados de los elementos en tensión, de tal forma que su rotura

no pueda provocar averías en las instalaciones eléctricas.

A tales efectos las canalizaciones principales de agua se dispondrán en un plano

inferior respecto de todas las conducciones eléctricas.

• El terreno de la instalación deberá ser explanado teniendo en cuenta las

disposiciones de drenaje en el caso de utilizar fosas de recogida de aceite, así

como para los canales y todos los conductores eléctricos.

4.3. Condiciones facultativas

• En la realización práctica del proyecto se utilizarán materiales cuya cualidad-tipo

queda reseñada en la memoria, no obstante, podrán utilizarse materiales de

calidad similar, con la conformidad del Director de Obra y siempre que se


10

cumplan los requisitos especificados en las condiciones técnicas.

• En el instante de la adjudicación de la obra se encargarán los materiales

necesarios, informándose a las casas proveedoras que se hayan consultado, de las

condiciones en que se realizará la adquisición del material. En caso de que se

produjeran aumentos de precio durante dicho plazo, el contratista deberá hacerse

cargo de ellos.

• Será competencia de la empresa constructora la realización de los siguientes

trabajos:

a) Suministro de los materiales necesarios con exclusión de la instalación

eléctrica.

b) Ejecución de explanaciones, fundiciones, cimientos, estructuras, etc.

c) Ejecución de carpintería metálica, fontanería, sanitarios, etc.

d) Enfoscados, enlucidos y pinturas de exteriores e interiores.

e) Replanteamiento de los distintos edificios en base a su situación e

indicaciones del proyecto.

• Será competencia de la empresa contratante:

a) Suministrar el terreno necesario para la edificación de la instalación.

b) Poner a disposición del constructor de la energía necesaria.

c) Obtener las licencias y permisos necesarios para la ejecución de las

obras.

d) Colaborar con la empresa constructora en el replanteamiento de detalle

del edificio con objeto de verificar su exactitud.


11

• El propietario pondrá a disposición del constructor de la energía eléctrica

necesaria a la tensión de 380/220 V, quedando por cuenta del constructor, la

instalación de los tendidos de líneas de alimentación a motores y alumbrado.

A la salida de estas líneas se colocarán equipos de medida para registrar el

consumo. El importe de la energía consumida será abonado por el contratista.

• El contratista dará un plazo de garantía de la obra, durante el cual se encargará

del mantenimiento de la misma. Al finalizar este periodo de tiempo, hará entrega

de la instalación en perfecto estado y funcionamiento.

• La empresa contratante se reserva los derechos que autoriza la ley en cuanto a

desperfectos ocultos que se revelasen después expirado el periodo de garantía, en

caso de quedar demostrada la culpabilidad o negligencia del constructor.

4.4. Condiciones económicas

• El contratista percibirá el importe de las obras especificadas en el contrato, más

las modificaciones efectuadas y autorizadas por el Director de Obra. El abono de

éstas se realizará mediante relaciones valoradas o certificados de obra aprobados

por el propio Director.

• El precio de los materiales encargados se indicará en precio neto, sin embalaje,

cargado en fábrica sobre camión o vagón y será correspondiente a la fecha de la

oferta. Llevará incluidos todos impuestos salvo timbres y derechos reales.

Las revisiones de precios estarán limitadas a variaciones acaecidas dentro del

plazo de entrega, atendiéndose a una revisión de los mismos en el caso de un


12

aumento del índice de los salarios superior al 10%.

• No se pagará por los materiales un precio superior al que se haya especificado en

el presupuesto, aunque éstos se hayan adoptado con el fin de establecer mejoras.

• Las mediciones de las unidades que hayan de abonarse a peso, se realizarán antes

de su instalación y en presencia del Director de Obra o la persona delegada. El

resto de las mediciones, a excepción de las de obra oculta, se harán una vez

concluidos los trabajos de construcción, salvo que se especifique lo contrario por

cualquiera de las partes.

• Las unidades defectuosas, pero que cumplan las exigencias mínimas, podrán ser

demolidas o se reducirá su valor según el criterio del contratista.

La parte contratante podrá solicitar la demolición en el caso supuesto, cuando

considere la invalidez de la obra, llevándose a cabo con el consentimiento de la

parte implicada.

• La liquidación de la obra en caso de suspensión, la efectuará el Director,

separando dos capítulos:

1. Dedicado a la obra ejecutada, con la certificación de su precio y la

relación de los materiales acopiados, para el pago del precio total de

adquisición.

2. Dedicado a la transferencia y liquidación de los consignados en los

apartados de conservación de obra y contratos a terceros.


13

• Las condiciones de pago se establecerán de la siguiente forma:

a) Entrega del 10% a la casa suministradora en la recepción de los pedidos.

b) Entrega del 20% una vez transcurrida la mitad del plazo.

c) Entrega del 60% después de superar satisfactoriamente los ensayos de

fábrica.

d) Entrega del 5% en el momento de la recepción provisional.

e) Entrega del 5% en el momento de la recepción definitiva.

El proveedor puede optar por cobrar este último 5% en el momento de la

recepción provisional, ofreciendo al propietario la garantía bancaria por el citado

valor.

• En caso de producirse retrasos en la finalización de la obra, se aplicará a la

empresa constructora un recargo por día que pase sobre la fecha de finalización

acordada en el contrato.

El importe de la misma quedará especificada en el momento de la firma del

documento, no pudiendo superar su valor el 50% del importe de adjudicación de

la obra.

• La empresa contratante gestionará la tramitación de las expropiaciones

necesarias si las hubiese, responsabilizándose a su vez de los pagos e

indemnizaciones a las personas afectadas, conforme a las disposiciones vigentes

en materia de expropiación y valoraciones.

• El pago de las licencias de obra, honorarios de dirección de obras v los derechos

de acometida de alcantarillados y aguas, serán por cuenta de la empresa

contratante.


14

• Los recargos por pagos al Estado, Diputación y otras administraciones, serán

abonados en los plazos marcados, por cuenta de la empresa constructora.

• Una vez finalizados los trabajos y mientras se produce la recepción definitiva, el

importe correspondiente al último plazo de liquidación, permanecerá depositado

en concepto de garantía.

• La liquidación total de la obra, se realizará en el momento de entrega de la

misma y después de haber superado satisfactoriamente el periodo de garantía.

4.5. Condiciones administrativas

• La adjudicación de la obra se realizará a través de un concurso subasta, dándose

el total de los presupuestos a la baja y se estudiarán la calidad de los materiales

designados en relación con el presupuesto dado.

• En el concurso podrán participar todas aquellas personas físicas o jurídicas con

capacidad legal para ello, siempre que quede demostrado la solvencia y

capacidad profesional de las mismas.

• La adjudicación de solicitudes y cuanta documentación se refiera a la forma y

bases del concurso, será facilitada por la empresa contratante, quedando fijadas

de antemano cada una de las cláusulas y plazos.

La recepción de solicitudes finalizará en el plazo de veinte días hábiles desde la

fecha de la convocatoria.


15

• La apertura de pliegos se deberá juzgar en un plazo no superior a una semana

desde la fecha de presentación de los presupuestos, emitiéndose el fallo en un

plazo no superior a los veinte días desde esta misma fecha.

• Las fianzas y depósitos exigidos por la empresa contratante, se fijarán de mutuo

acuerdo entre las partes implicadas una vez conocido el fallo del concurso.

Cualquiera de los apartados que configuran este pliego de condiciones podrá ser

modificado o rectificado para su mejor interpretación y clarificación de común

acuerdo entre todas las partes.


Oscar Leal García

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